Projet Existant de la Centrale PV Oued El Kebrit 15 MWc
Dans cette partie nous avons fait une conception de la centrale avec les contraintes existantes qui sont considérer comme une inspiration pour notre étude afin de les trouvées des solutions, Ainsi la simulation de la centrale OKP implantée sur site sous environnement PVSyst avec une étude du cout de réalisation du projet.
Conception du Projet
Présentation technique
Figure III.6 : Photo prise par satellite pour la centrale OKP.
La ligne d’injection 30KV de OKP vers poste El Aouinet
L’investissement de la centrale d’Oued el-Kebrit est prévu pour produire une capacité de 15MWhc, néanmoins la production de la centrale est limitée à 12 MWc car elle transit de l’énergie sur une ligne 30kV dont la limite thermique de cette dernière est de 270A, à cause de l’état vétuste de la ligne 30kV Oued el-Kebrit /EL Aouinet, une énergie disponible de 03 MWh non produite et non consommée.
L’injection de cette énergie dans le poste d’interconnexion de l’Aouinet se fait par un seul départ 30 KV ce qui signifie une isolation de la centrale au réseau électrique s’il y a un problème dans le départ (il n y’a pas de continuité de service contrairement à 2 départs)
Tableau III.1 : Caractéristiques de la ligne 30kV oued el-Kebrit/EL Aouinet.
Schéma de bouclage
La centrale OKP comporte 15 sous champs de qui sont connecter entre eux par le biais de deux boucles. La première boucle qui comporte 8 sous champs (13-15-14-12-10-07-08-11), elle est connectée sur un jeu de barre par deux arrivés. La deuxième boucle comporte 7 sous champs (09- 06-03-02-01-04-05) qui sont connectés aussi sur le même jeu de barre par deux autres arrivés.
Cette conception de bouclage de la centrale est présentée sur le schéma unifilaire suivant :
Chapitre III :
Etude d’augmentation de la puissance de la centrale
Figure III.7 : Schéma unifilaire centrale PV Souk-Ahras.
La figure suivante présente la division de la centrale en 15 sous champ identique chaque sous champ comporte 91 matrices de 44 panneaux.
Figure III.8 : Maquette présente la division des sous champs centrale OKP.
Simulation de la Centrale OKP Existante avec PVSyst
Dans cette partie, nous allons détailler les étapes prises lors de la conception et le dimensionnement de la centrale OKP (15MWc) sous environnement PVSyst. Ensuite nous allons faire une comparaison entre les résultats du PVSyst et les mesures réelles de fonctionnement obtenues sur site durant les quatre dernières années, afin de valider notre méthode de simulation et la confirmation de la maitrise professionnelle du logiciel.
Hypothèses de simulation
- Aucune scène d’ombrage définie car le site de la centrale est totalement dégagé.
- Prise en considération l’autoconsommation de la centrale par des données mensuelles conformément aux données de la centrale (données stage pratique).
- Le choix de fichier des données météorologiques « Meteonorm » car il présente des données correspond à celles de la station de mesure de la centrale photovoltaïque OKP.
- L’orientation des panneaux PV été prise vers le sud avec une inclinaison de 32°.
Création et conception du projet avec PVSyst
Le lancement du PVSyst donne l’accès à deux parties principales du programme :
- Conception et simulation de projet est la partie principale du logiciel et est utilisée pour l’étude complète d’un projet. Elle implique le choix des données météorologiques, la conception du système, les études d’ombrage, la détermination des pertes et l’évaluation économique. La simulation est réalisée sur une année complète par pas horaire et fournit un rapport complet et de nombreux résultats supplémentaires.
- Projets récents vous permet de trouver et de modifier rapidement vos projets récents.
Figure III.9 : La page principale du PVSyst.
Introduction des données du projet existant
Le choix du type de projet « connecté au réseau », permet l’obtention du tableau de bord suivant pour la gestion du projet :
Figure III.10 : Tableau de bord du projet existant OKP 15MWc.
Ce dernier comporte : Les définitions de base du projet et la gestion des variantes du système.
La partie Projet contienne le nom du projet, le site géographique de notre système, et un fichier Météo pour le site (on peut choisir le fichier météo à partir de la base des données Meteonorm, NASA où autres…)
La deuxième partie dite Variante contient toutes les définitions détaillées de notre système, qui donneront lieu à un calcul de simulation. Ces définitions incluent le choix des panneaux solaires et des onduleurs, le nombre de panneaux et d’onduleurs, la disposition géométrique et les ombrages possibles, les connexions électriques qui sont déjà détaillés dans le deuxième chapitre.
Définition du projet
La première étape est de Définir le nom du projet par : projet OKP15MW (Taleb&Haouchine PFE2021)
Ensuite sélectionner le site dans la base de données intégrée.
On peut aussi définir la valeur du facteur d’albédo dans les paramètres du projet qui a généralement la valeur de 0,2 comme une norme adoptée par la plupart des gens.
L’enregistrement du projet après la définition du projet.
Création de la variante pour la centrale OKP
Après avoir défini le site et les données météorologiques du projet, nous pouvons procéder à la création de du projet. Vous remarquerez qu’au début, il y a deux boutons marqués en rouge : « Orientation » et « Système ». La couleur rouge signifie que cette variante du projet n’est pas encore prête pour la simulation, des données supplémentaires sont nécessaires. Les paramètres de base qui doivent être définis pour toute variante, et que nous n’avons pas encore spécifiés, sont l’orientation des panneaux solaires, le type et le nombre de modules PV et le type et le nombre d’onduleurs qui seront utilisés.
Figure III.11 : Tableau de bord du projet avant la définition du système et l’orientation.
Orientation des panneaux
Tout d’abord, cliquez sur « Orientation ». Nous obtiendrons la boîte de dialogue d’orientation dans laquelle nous devons fournir les valeurs déjà définie sur le champ de l’installation solaire et les angles d’inclinaison et d’azimut (les valeurs sont obtenues lors du stage effectuer à la centrale OKP).
Figure III.12 : Orientation des panneau PV dans la centrale OKP.
Dans notre cas, les panneaux solaires seront installés sur un plan incliné fixe. Nous obtenons les angles d’inclinaison et d’azimut du plan (32° et 0° ouest respectivement). Après avoir défini les valeurs correctes pour l’inclinaison et l’azimut, nous cliquons sur « OK » et le bouton « Orientation » devient vert.
Définition du système (Module PV et Onduleur de la centrale)
Choisissons le module PV dans la base de données : YINGLI (YL250P-29b) le cadre rouge dans la Figure III.15. Dans la partie inférieure droite de la boîte de dialogue, PVSyst affiche une indication pour le choix de l’onduleur : « Veuillez choisir le modèle d’onduleur, la puissance totale doit être de 15 MWc.
La figure suivante est une définition du module PV utilisé dans notre installation avec toutes les spécifications (Figure III.13).
Figure III.13 : Définition du module PV YINGLI (YL250P-29b).
Pour l’installation de notre cas, nous devons choisir l’onduleur triphasé : (TBEA TC1000KS) le cadre bleu dans la Figure III.15, et PVSyst propose une configuration complète de l’installation : 15 onduleurs, 2 MPPT, chacun avec 22 modules connectés en série.
La figure suivante est une définition de l’onduleur utilisé dans notre installation avec toutes les spécifications (Figure III.14).
Figure III.14 : Définition de l’onduleur (TBEA TC1000KS).
Figure III.15 : définition du Système réseau.
Après avoir défini le type de module, l’onduleur et la conception du tableau, le panneau bleu dans la partie inférieure droite de la boîte de dialogue n’affiche aucun avertissement concernant la conception.
Les avertissements en orange indiquent des imperfections de conception, mais le système reste acceptable.
Les avertissements en rouge indiquent des problèmes de conception non-acceptables, par conséquent, la simulation ne peut pas être effectuer.
Exécution de la simulation
Sur le tableau de bord du projet, tous les boutons sont maintenant verts ou éteints. Le bouton « Lancer la simulation » est activé, et nous pouvons cliquer dessus.
Figure III.16 : Lancement de la simulation.
Une barre de progression apparaîtra, indiquant la partie de la simulation qui reste à effectuer. Une fois la simulation terminée, le bouton « OK » devient actif. Lorsque vous cliquez dessus, vous accédez directement à la boîte de dialogue « Résultats ».
Figure III.17 : La barre de progression et la console de sauvegarde.
Analyse des résultats
Cette boîte de dialogue présente en haut un bref résumé des paramètres de simulation que vous devez vérifier rapidement pour vous assurer que vous n’avez pas fait d’erreur évidente dans les paramètres d’entrée. À droite se trouve un cadre avec six valeurs qui résument d’un coup d’œil les principaux résultats de la simulation. Elles ne donnent qu’une image très grossière des résultats et sont là pour repérer rapidement les erreurs évidentes ou pour obtenir une première impression d’un changement ou une comparaison entre les variantes du projet.
Dans la partie inférieure de la boîte de dialogue, vous verrez plusieurs diagrammes, qui vous donnent déjà des informations plus détaillées sur le comportement général du système.
Figure III.18 : Fenêtre après la simulation de la centrale.
Les informations principales des résultats de la simulation sont rassemblées dans le rapport. Les autres boutons donnent accès à des tableaux et graphiques complémentaires pour une analyse plus approfondie des résultats de la simulation. Pour l’instant, nous allons les ignorer. Lorsque vous cliquez sur vous obtiendrez le rapport complet, Dans ce rapport vous trouverez :
- Première page : Tous les paramètres qui servent de base à cette simulation : Situation géographique et données Météo utilisées, orientation du plan, informations générales sur les ombres (ombres d’horizon et ombres proches), composants utilisés et configuration du réseau, paramètres de perte, etc.
- Deuxième page : Un rappel des principaux paramètres, et des principaux résultats de la simulation, avec un tableau mensuel et des graphiques des valeurs normalisées.
- Troisième page : Le diagramme des pertes de la flèche PVSyst, montrant un bilan énergétique et toutes les pertes le long du système. Il s’agit d’un indicateur puissant de la qualité de votre système, qui vous indiquera immédiatement les erreurs de dimensionnement, si elles existent.
Présentation du rapport
Première page : Résumé du projet
Figure III.19 : Première page du rapport.
Deuxième page : Principaux résultats
Pour notre système : trois quantités pertinentes sont maintenant définies :
- L’énergie produite : Le résultat de base de notre simulation.
- Productible : L’énergie produite divisée par la puissance nominale de l’installation (Pnom à STC). Il s’agit d’un indicateur du potentiel du système, compte tenu des conditions d’irradiation (orientation, emplacement du site, conditions météorologiques).
- Indice de performance PR : C’est un indicateur de la qualité du système lui-même, indépendamment de l’irradiance entrante. Nous en donnons la définition ci-dessous.
Figure III.20 : Résumé des résultats.
Les graphiques mensuels de la deuxième page du rapport sont donnés en unités appelées « indice de performance normalisé ». Ces variables ont été spécifiées par le « Joint Research Center » JRC pour un rapport standardisé de la performance des systèmes PV, et elles sont maintenant définies dans la norme internationale IEC61836. Dans ces unités, les valeurs sont exprimées en [kWh/kWc/jour].. et contiennent les informations suivantes :
- Yr Rendement de référence Production d’énergie si le système fonctionnait toujours au rendement « nominal », tel que défini par le Pnom (valeur nominale) de la matrice à STC. Ceci est numériquement équivalent à la valeur GlobInc exprimée en [kWh/m²/jour]…
- Ya Rendement de l’installation Production d’énergie de l’installation
- Yf Rendement final du système Energie vers le réseau
- Lc = Yr – Ya Pertes de capture du panneau solaire
- Ls = Ya – Yf Pertes du système
- PR = Yf / Yr Rapport de performance = E_Grid / (GlobInc Pnom)
Figure III.21 : Productions normalisées (Par KWc installé).
Figure III.22 : Diagramme de l’indice de performance de la centrale chaque mois.
Troisième page : diagramme des pertes par flèche et diagramme d’entrée/sortie quotidien
Il s’agit de la manière PVSyst de présenter le comportement du système, avec toutes les pertes détaillées. Ce diagramme est très utile pour l’analyse des choix de conception, et devrait être utilisé pour comparer les systèmes ou les variantes d’un même projet.
Figure III.23 : Diagramme des pertes détaillé.
Le « diagramme d’entrée/sortie quotidien » affiche, pour chaque jour simuler, l’énergie injectée dans le réseau en fonction de l’irradiation incidente globale dans le plan du collecteur. Pour un système connecté au réseau bien dimensionné, il s’agit d’une ligne droite qui sature légèrement pour les grandes valeurs d’irradiation. Cette légère courbure est un effet de la température. Si certains points (jours) s’écartent à des irradiations élevées, cela indique des conditions de surcharge.
Figure III.24 : Diagramme d’entrée/sortie journalier.
Vérification théorique des contraintes électrique de dimensionnement
La première contrainte
𝟎. 𝟕 < 𝑷𝒐𝒏𝒅 / 𝑷𝒃𝒓𝒂𝒏𝒄𝒉𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕 < 𝟏. 𝟐
𝟎. 𝟕 < 𝟏𝟎𝟎𝟎 𝑲𝑾 / 𝟏𝟎𝟎𝟏 𝑲𝒘 = 𝟎. 𝟗𝟗𝟗 ≈ 𝟏 < 𝟏. 𝟐
> La contrainte est vérifiée.
La deuxième contrainte
- La tension maximale admissible
𝑈𝑜𝑛𝑑𝑚𝑎𝑥 = 𝑁𝑆𝑚𝑎𝑥 × 𝑈𝑐𝑜(module à Tjonctionmin)
𝑈𝑜𝑛𝑑𝑚𝑎𝑥 = 1000 𝑉 , 𝑁𝑆𝑚𝑎𝑥 = 22 , 𝑈𝑐𝑜(module à T = −10°) = 42.1 𝑉
𝟏𝟎𝟎𝟎 𝐕 > 𝟗𝟐𝟔. 𝟐 𝐕
> La contrainte est vérifiée.
- L’intensité maximale admissible
𝐼𝑜𝑛𝑑𝑚𝑎𝑥 = 𝑁𝑃𝑚𝑖𝑛 × 𝐼𝑐𝑐(module a Tjonctionmax)
𝐼𝑜𝑛𝑑𝑚𝑎𝑥 = 2520 𝐴 , 𝑁𝑃𝑚𝑖𝑛 = 182 , 𝐼𝑐𝑐(module a T = 60°) = 8.97 𝐴
𝟐𝟕𝟐𝟓 𝑨 > 𝟏𝟔𝟑𝟐. 𝟓𝟒 𝑨
> La contrainte est vérifiée.
- Tension minimale de déclenchement
𝑈𝑜𝑛𝑑 = 𝑁𝑆𝑚𝑖𝑛 × 𝑈𝑐𝑜(module a Tjonction.max)
𝑈𝑜𝑛𝑑 = 1000 𝑉 , 𝑁𝑆𝑚𝑖𝑛 = 22 , 𝑈𝑐𝑜(module a T = 60°) = 33.2 𝑉
𝟏𝟎𝟎𝟎 𝑽 > 𝟕𝟑𝟎. 𝟒 𝑽
NS min et NS max sont égaux car le champ est déjà réalisé.
Les paramètres U co, I cc, U ondmax, I ondmax sont obtenus à partir des fiches techniques.
Validation des résultats de simulation par rapport au cas réel existant
La conception de la centrale OKP par simulation (logiciel PVSyst) et la comparaison avec les données existantes sur site collectées lors du stage de fin d’étude se résument dans le tableau suivant :
Tableau III.2 : Comparaison entre la simulation et la réalité.
Nous constatons une conformité des résultats de simulations par rapport à la conception des équipements installés sur site (nombres des modules et onduleurs avec leurs branchement) ; est une légère différence de l’énergie produite annuel dans les limites admissibles permettant la validation de notre méthode de simulation, fiabilité des données collectées sur sites et la performance du logiciel ultérieurement choisi.
Cout de réalisation du projet
Le cout total de la réalisation de la centrale oued el Kebrit 15 MWc selon le service commercial SKTM (filiale SONELGAZ) devisé en deux parties avec la première environ 30million de dollar et la deuxième environ 33 milliards centime de dinar Algérien. (Voir Tableau III.3)
Tableau III.3 : Cout de réalisation du projet OKP 15MWc.
Le cout total du projet est de trente millions trente-quatre milles huit-cent-trente-six virgule soixante-quatre dollars avec des frais locale de trois-cent-trente et un millions deux-cent-trente- deux mille cinq-cent-cinq dinars et dix centimes.
Contrainte technique et économique de la centrale
- Isolation complète de la centrale du réseau électrique si un défaut apparait sur la ligne d’injection. (Manque ligne de secours)
- La production de la centrale est limitée à 12MWc car elle transit de l’énergie sur une ligne 30kV avec section du conducteur 93.3mm2 qui a une limite thermique de 270 A.
- Limitation de puissance des onduleurs à 93% pour que la production ne dépasse pas 12 MWc.
- Une énergie disponible de 03MWc non produite et non consommée.
- Le besoin de participation dans la réalisation du PNEREE de 4000 MW à l’horizon de 2030.
- Le cout élevé de la mise en service d’une nouvelle centrale, ainsi que la crise économique mondiale.
Etude d’Extension de la Centrale Oued el Kebrit à 24 MWc
Dans cette partie nous expliquons la conception de l’extension qu’on propose. Afin de faire une étude comparative est choisir la meilleure parmi deux variantes. Ensuite la simulation des deux variantes sous environnement PVSyst et enfin une étude économique du projet.
Conception du Projet d’Extension
Choix du terrain accueillant l’extension
Pour parler d’une extension la première des choses est d’avoir un terrain à proximité de la centrale. Cette condition dans notre cas est assurée car on constate sur la figure suivante un terrain vide de 21.9 hectares.
La surface totale nécessaire pour une installation PV comprend : la surface occupée par les modules et la surface de séparation entre les rangées pour éviter l’ombrage et une surface additionnelle (Bâtiments, Locaux, …)
La conception de la centrale existante, a été faite sur la base de (2 ha par 01 MWc) donc la surface existante de 21.9 hectares est suffisante pour accueillir l’extension de 9MWc.
La figure présente une vue par satellite de la centrale OKP avec un terrain à côté. La surface du terrain est calculée par le logiciel Google Earth Pro.
Figure III.25 : Terrain choisi pour l’extension.
La ligne d’injection
Cette partie est commune entre la centrale photovoltaïque et le poste d’interconnexion de l’Aouinet à cause de ça nous sommes obligés de faire nos choix à la satisfaction des deux parties. On a plusieurs méthodes pour l’injection de cette énergie dans le poste et on cite :
- L’injection à l’aide d’un départ 60 KV pour les 24 MWc.
- L’injection à l’aide de deux départs séparés 30 KV 12MWc chacun.
Pour cette étude on va choisir la deuxième proposition celle de l’injection à l’aide de deux départs est cela pour les suivantes raisons :
- On a déjà un départ installé donc on va installer un seul deuxième départ.
- Assurer la continuité de service si un défaut apparait dans une ligne.
- Le cout d’installation d’un départ 30KV et moins cher qu’un départ 60KV.
- Le poste d’interconnexion ne contient pas un étage 60KV.
Avantage de l’extension
- Continuité de service en cas d’indisponibilité d’une des deux lignes.
- Récupération de la puissance de 3 MWc non produite et non consommée depuis la mise en service de la centrale en 2016.
- Annuler la limitation de puissance des onduleurs.
- Eviter d’être à la limite thermique des câbles de départ (équilibrage de la charge entre les deux départs 30 KV).
- Avec d’autres avantages qu’on va détailler dans la partie économique.
Présentation des variantes
Dans cette partie nous avons fait un choix pour avoir deux variantes de l’extension, les simuler à l’aide du PVSyst, les comparer pour voir la meilleur dans notre cas techniquement et économiquement et faire une comparaison entre une nouvelle centrale de 9 MWc et une extension de 9 MWc d’une centrale existante.
Dans la simulation des variantes on va garder la partie de la centrale existante et ajouter un sous champ avec les équipements de l’extension sans modification de la partie déjà implantée.
- Le choix de 9 MWc est fait pour la récupération des 3 MWc non produite et non consommée afin de créer un deuxième départ 30 KV de 12MWc.
- Equilibrage de la charge entre les deux départs 30 KV en respectant la limite thermique des lignes aériennes 270A pour le conducteur 93.3mm2.
Pour le dimensionnement de cette extension, deux possibilités sont proposées :
- Utilisation du même équipements photovoltaïques (marques des panneaux, onduleurs, …, déjà implanté sur site celle de la technologie an 2014).
- Utilisation des équipements photovoltaïques récents (nouvelle technologie).
Variante classique (matériels avec ancienne technologie 2014)
Dans cette variante on va garder les mêmes types, marques et technologies des équipements déjà utilisées dans la construction de la centrale OKP 15MWc, et procéder au dimensionnement de l’extension proposée par PVSyst.
La conception des champs à base de la configuration du constructeur
La simulation de cette variante d’extension se fera avec les mêmes équipements utilisés dans la partie de la simulation de la centrale OKP existante avec PVSyst. La conception est détaillée dans la figure suivante :
Figure III.26 : Tableau de bord du system avec la conception existante.
Commentaire : après l’implantation des données selon la conception réalisée par le groupe chinois, la simulation présente la nécessité d’utilisation de 22 modules PV de 250 Wc (YINGLI YL250P-29b) en série avec 1638 chaines parallèles et 9 onduleurs de 1000 KW (TBEA TC1000KS) pour totaliser 9009 KWc de puissance à injectée au poste El Aouinet.
Figure III.27 : Rapport du PVSyst pour la variante classique.
Analyse énergétique du système :
Figure III.28 : Résumé des résultats pour la variante classique.
Chapitre III :
Etude d’augmentation de la puissance de la centrale
Figure III.29 : Schéma unifilaire centrale PV Souk-Ahras (Extension Variante classique).
On remarque que le PVSyst n’affiche aucun message qui indique une imperfection dans la conception conformément à la méthode de conception de la centrale existante, une vérification de cette conception par la méthode de dimensionnement analytique manuelle est la suivante :
La conception des champs à base des calculs (Méthode analytique)
La conception de l’extension à base des calculs théoriques se fait comme suit : 1- Calcule du nombre de panneaux
𝑁 = 𝑃𝑇 / 𝑃𝑃𝑣 = 9009 / 250 = 36036 𝑝𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥
2- Compatibilité en tension
Nombre de modules PV en série
𝑁𝑆𝑚𝑖𝑛 = 𝑈𝑚𝑖𝑛 / (𝑈𝑚𝑝𝑝 × 0.85) = 450 / (30.2 × 0.85) = 17.53 ≈ 18
𝑁𝑆𝑚𝑎𝑥 = 𝑈𝑚𝑎𝑥 / (𝑈𝑚𝑝𝑝 × 1.15) = 820 / (30.2 × 1.15) = 23.61 ≈ 23
Vérification de la compatibilité en tension
On calcule la tension max que peut fournir une chaine PV composé de 23 modules en série par l’expression suivante :
𝑁𝑆𝑚𝑎𝑥 × 𝑈𝑚𝑝𝑝 × 1.15 = 23 × 30.2 × 1.15 = 997.17 𝑉 < 𝑈𝑜𝑛𝑑 𝑚𝑎𝑥 = 1000 𝑉
Cette tension est inférieure à la tension maximale admissible à l’entrée de l’onduleur 3- Compatibilité en puissance (courant)
Nombre de chaine en parallèle
𝑁𝑃 = 𝐼𝑚𝑎𝑥 / (𝐼𝑐𝑐 × 1.25) = 2016 / (8.84 × 1.25) = 182.44 ≈ 182 𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑙è𝑙𝑒
Vérification de la compatibilité en puissance
On calcule la puissance max que peut fournir un sous champ PV composé de 211 chaines en parallèle avec 23 modules en série par chaine avec l’expression suivante :
𝑃𝑏𝑟𝑎𝑛𝑐ℎ𝑒𝑚𝑡 = 𝑁𝑆𝑚𝑎𝑥 × 𝑁𝑃 × 𝑃𝑃𝑣 = 23 × 211 × 250 = 1046.5 𝐾𝑊 < 𝑃𝑜𝑛𝑑 = 1100 𝐾𝑊
0.7 < 𝑃𝑜𝑛𝑑 / 𝑃𝑏𝑟𝑎𝑛𝑐ℎ𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡 = 1000 / 1100 = 0.909 < 1.2
Cette puissance est inférieure à la puissance maximale admissible à l’entrée de l’onduleur.
Pour avoir le nombre d’onduleur nécessaire on doit deviser la puissance totale par la puissance fournit par un sous champ, soit :
𝑁𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟𝑠 = 𝑃𝑇 / 𝑃𝑏𝑟𝑎𝑛𝑐ℎ𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡 = 9009 / 1046.5 = 8.61 ≈ 9 𝑜𝑛𝑑𝑢𝑙𝑒𝑢𝑟𝑠
Mais cette variante de conception est irréalisable à cause de :
- Indisponibilité sur marché du matériels utilisés auparavant dans la conception initiale de la centrale à savoir le panneau YINGLI YL250P-29b et l’onduleur TBEA TC 1000KS.
- La limitation de la puissance du panneau a 250Wc nécessitant un nombre plus grand de panneau qui va occuper une surface importante pour les 9MWc de l’extension.
- L’évolution de la technologie photovoltaïque et l’amélioration des rendements des équipements.
A partir de ces contraintes le recours à une autre variante innovante d’extension est indispensable.
Variante innovante (matériels avec une nouvelle technologie)
Vue la nécessité et l’importance du projet d’extension de la centrale OKP à 24 MWc dans le programme national des énergies renouvelable et de l’efficacité énergétique, un choix judicieux d’une technologie