Les meilleures pratiques de production énergétique révèlent une approche innovante pour répondre à la demande croissante en électricité dans les zones rurales du Cameroun. En combinant énergie solaire et hydraulique, cette étude promet des solutions durables avec des implications significatives pour l’avenir énergétique.
Bilan énergétique
Energie reçue par un capteur photovoltaïque
Le rayonnement solaire global (G) reçue par un capteur incliné de β par apport à un plan horizontal est composée du rayonnement direct (S) et diffus (D). Ces rayonnements varient aléatoirement en fonction de la hauteur du soleil, l’angle d’incidence, des intempéries de l’état de visibilité de l’atmosphère. Le calcule de ces rayonnement est très compliqué et on utilise des méthodes approchées [30].
Estimation de l’énergie instantanée (ciel clair)
Les puissances du rayonnement direct ES, diffus ED et global EG reçues par un capteur
(α, γ) incliné de β par rapport au plan horizontal sont données par les relations suivantes [30]:
ES=Acos( )
( )
DH=A’( ),
ED=
( )
DH +
a*.GH
avec GH=A’’( ) (II.09)
EG= ES + ED
( )
[EG]= [ES] = [ED] =W/m2
Avec : DH : l’éclairement diffus reçu par une surface horizontale ; GH : l’éclairement global reçu par une surface horizontale ; a* : l’albédo du sol (coefficient de réflexion du sol.
0,9 à 0,8 neige
a*= 0,8 à 0,4 sol clair
0,4 à 0,2 verdure
Pour Ngang, le site est verdure (a*=0, 2).
Tableau II. 1: Constantes caractéristiques l’état de l’atmosphère [30]
| Constantes caractéristiques l’état de l’atmosphère | |
|---|---|
| Paramètre/Critère | Description/Valeur |
Estimation de l’énergie instantanée (ciel couvert)
Le ciel couvert est un ciel gris totalement rempli de couches nuageuses, plus ou moins denses optiquement, mais au travers desquelles il n’est pas possible de distinguer le disque solaire. Dans ces conditions, le rayonnement direct est inexistant et le rayonnement global ne se compose que
de rayonnement diffus. Si la couverture nuageuse est homogène on peut considérer que le rayonnement diffus du ciel est isotrope de même que le rayonnement diffus du sol [20].
Le rayonnement global par le ciel couvert est :
EG’= ED’=KEG( + , ) (II.10)
Avec : K=0.6 pour le ciel bleu foncée
K=0.3 pour le ciel bleu clair K=0.15 pour le ciel bleu laiteux
Pour Ngang, on prend le cas de ciel bleu clair (k=0.3).
Estimation de l’énergie journalière incidente
L’énergie journalière reçue par un capteur plan quelconque dépend en générale de la
latitude des couches atmosphériques et des conditions météorologique est donnée par [30]: EjS= ∆T∑
EjD= ∆T∑ (II.11)
EjG= ∆T∑
Avec E : l’énergie instantanée (directe, diffus, globale) incidente sur le capteur K : le nombre d’intervalle entre le lever et le coucher sur le capteur
∆T : la différence entre le temps du lever et du coucher sur le capteur
EJ : l’énergie journalière (directe, diffuse ou globale) incidente sur le capteur
Estimation de l’énergie annuelle incidente
L’énergie annuelle reçue par un capteur d’orientation quelconque est déterminée par un
programme de simulation en faisant la somme des énergies journalières [30]: EaS= ∑
EaD=∑ (II.12)
EaG=∑
Avec Ea : l’énergie annuelle (directe, diffuse ou globale) incidente sur le capteur.
Energie produite
Pour que les besoins en énergie soit assurés, il faut que l’énergie consommée (E ) soit égale à
l’énergie produite (E ) à un coefficient k près [88] [98] [99].
EP= (II.13)
Le coefficient k tient compte des facteurs de l’incertitude météorologique, de l’inclinaison non corrigé des modules suivant la saison, du point de fonctionnement des modules, rendement des cycles de charge et de décharge de la batterie (90%), du rendement du chargeur et
de l’onduleur (de 90 à 95%), des pertes dans les câbles et connexions. Pour les systèmes avec parc batterie, le coefficient k est en général compris entre 0,55 et 0,75. La valeur approchée utilisée pour les systèmes avec batterie sera souvent de 0,65[98].
Puissance fournie par un système PV
La puissance fournie par un système PV dépend du montage des cellules [77]:
La puissance du panneau constitué des cellules parallèle : Pp=V. Ipv. Np (II.14)
La puissance du panneau constitué des cellules série : Ps=V. Ipv. Ns (II.15)
La puissance du panneau constitué des cellules série-parallèle : Pps=V. Ipv. Np. Ns
(II.16)
Avec : Pm (la puissance maximale), Im (le courant maximum), Vm (la tension maximale), Ns (nombre des cellules associé en série) et Np (nombre des cellules associé en parallèle).
La puissance de crête est maximum en « plein soleil », Pm=Vm .Im (II.17)
Le rendement maximal : rapport de la puissance électrique optimale à la puissance de radiation incidente.
ƞ= = . . (II.18)
Le facteur de forme : c’est le rapport entre la puissance optimale Pm et la puissance maximale que peut avoir la cellule, qui indique le degré d’idéalité de la caractéristique: Vco, Icc.
FF= (II.19)
.
Puissance fournie par un GPV
La puissance crête (PC) des panneaux à installer dépend de l’irradiation (Ir) du lieu d’installation et de l’énergie produite (EP). On la calcule en appliquant la relation suivante [98] [99]:
= (II.20)
Avec PC la puissance crête en Watt crête (Wc), EP l’énergie produite par jour (Wh/j) et Ir l’irradiation quotidienne moyenne annuelle (kWh/m².jour).
A partir de la puissance crête des panneaux et de la puissance crête unitaire d’un
panneau, on détermine le nombre de panneaux solaire nécessaires à installer.
= (II.21)
Courant de sortie ( ) d’un panneau à sa puissance crête unitaire
= (II.22)
Courant de sortie ( ) d’un panneau à sa puissance crête
= (II.23)
Dimensionnement du système solaire, du système de stockage et régulateur
Le dimensionnement d’un système solaire est basée essentiellement sur :
Le choix des composants (panneaux PV, onduleur, matériel de raccordement,…etc) ; La disposition détaillé du champ de capteurs (orientation, mode de montage,…etc) ; L’estimation de l’énergie produite ;
Une évaluation des coûts de l’installation et le prix du KWh résultant.
Choix des composants
Le choix des composants du système solaire s’est fait à l’aide du logiciel PVsyst comme l’indique la figure II.10 ci-dessous :
Figure II. 10: Choix des composants du système PV
L’orientation des panneaux PV sur le champ solaire :
Figure II. 11: Orientation des panneaux sur le site du CETIC de Ngang
Choix des composants du système de stockage
Le choix des composants du système de stockage s’est fait à l’aide du logiciel PVsyst comme l’indique la figure II.12 ci-dessous :
Figure II. 12 : Choix des composants du système de stockage
Paramètres de simulation
Les paramètres ci-dessous ont été choisis pour dimensionner le système PV, le système de stockage et de régulation (annexe 1, 5, 7, 8 et 10).
Schéma synoptique du système solaire
La figure II.13 ci-dessous illustre le schéma synoptique du système solaire conçu sous
l’environnement PVsyst.
Figure II. 13: Schéma synoptique du système solaire
Principaux résultats après simulation
La figure II.13 ci-dessous illustre la réussite avec succès de la simulation :
Figure II. 14: Succès de la simulation
Bilan énergétique
Après la simulation, les résultats ci-dessous ont été obtenus :
Figure II. 15: Production normalisée, indice de performance et fraction solaire
Figure II. 16: Bilans et résultats principaux de la simulation
Diagramme des pertes sur l’année entière
La figure II.16 ci-dessous représente l’arbre des énergies du système PV associé au
système de stockage :
Figure II. 17: Arbre des énergies du système PV associé au système de stockage
SYSTEME DE STOCKAGE D’ENERGIE
Le système de stockage utilisé dans une installation photovoltaïque est une batterie d’accumulateur au plomb. Jusqu’à maintenant, il existe plusieurs modèles de la charge de batterie ont été proposés. Dans cette étude, nous avons utilisé un modèle peut être décrit par (Bogdan et Salameh,1996) qui permet de calculer la capacité de stockage en fonction de la puissance produite par le système et la charge demandée.
Charge de la batterie
Quand la puissance produite est plus grande que la charge, les batteries sont à l’état
de charge, la capacité des batteries au temps t peut être décrite par [95] [96]:
CBat(t)= CBat(t−1). (1−σ) + Ppro(t) – ( ) ɳBat (II.24)
ɳ
Avec CBat(t) et CBat(t−1) sont respectivement les quantités de la charge et la décharge des batteries au temps(t) et (t-1), σ est le taux horaire de la charge spontané, Ppro(t) est la puissance produite par le système, P (t) est la charge demandée au temps t, ɳ et ɳBat sont respectivement les rendements de l’onduleur et de la batterie.
Pendant la charge de la batterie, le rendement est compris entre 0.65 et 0.85.
Décharge de la batterie
Quand la demande de charge est plus grande que la puissance produite, la capacité des batteries au temps t peut être exprimée comme suite [95] [97]:
CBat(t)= CBat(t−1). (1−σ) +– ( ) − Ppro(t) (II.25)
ɳ
A tout moment, la quantité de charge des batteries est sujette aux contraintes suivantes :
CBatmin≥CBat(t)≥ CBatmax (II.26)
Pendant le processus de décharge, le rendement de la batterie est égal à 1, or la capacité minimale est déterminée par la profondeur de la charge (DOD) :
CBatmin=DOD. CBat. N (II.27)
La capacité de stockage est une fonction de la charge demandée et de son autonomie.
Elle peut être estimée par la relation suivante:
C = [ ] et C [ ]=
.
ɳ . .
é
[ ]
[ ] (II.28)
Bat Bat
Avec CBat la capacité de stockage de la batterie, EL l’énergie de la charge demandée, Na le
nombre de jours d’autonomie, Vb la tension du système et DOD la profondeur de décharge.
Tension de la batterie
Pour n batteries en séries, nous pouvons écrire l’équation [95]:
VBat(t) = (Vco(t) + RBat(t) IBat(t)) et Vco(t)=VF + b log ( ) (II.29)
Avec VBat(t) la tension de circuit ouvert au temps t, RBat(t) la résistance interne de batterie, Vco(t) la tension de circuit ouvert, VF la force électromotrice et b une constante empirique.
Courant de batterie [95]
Quand la puissance du système est plus grande que la charge, les batteries sont à l’état
de charge et le courant de charge des batteries au temps t peut être décrit par:
IBat(t) = − (II.30)
( )
( )
( )ɳ
Quand la puissance du système ne peut pas rencontrer la demande de la charge, le courant de décharge des batteries est :
IBat(t) =− − (II.31)
( )
( )ɳ
Rendement de la Batterie :
Le rendement de la batterie se calcule par la relation suivante :
ɳ = (II.32)
Dans la pratique, le rendement est considéré constant égale à 85%, la tension nominale est de 2V et la capacité de l‘ordre de 100A/h (annexe 2).
Figure II. 18: Etat de charge du système de stockage
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20 Wikipédia, dernière modification le 15 mai 2021. ↑
30 Définition donnée par l’article 62 de la loi sur les nouvelles régulations économiques (NRE) du 15 mai 2001. ↑
88 Author Name, Title, Year, p.123. ↑
95 Auchan Les 4 Temps, La Défense. ↑
96 Author Name, Title, Year, p.456. ↑
97 Author Name, Title, Year, p.789. ↑
98 Author Name, Title, Year, p.101. ↑
99 Author Name, Title, Year, p.202. ↑
Questions Fréquemment Posées
Quelles sont les méthodes pour estimer l’énergie reçue par un capteur photovoltaïque?
Les puissances du rayonnement direct, diffus et global reçues par un capteur incliné sont données par des relations mathématiques qui prennent en compte des facteurs comme l’angle d’inclinaison et l’albédo du sol.
Comment est calculée l’énergie journalière incidente sur un capteur?
L’énergie journalière reçue par un capteur dépend de la latitude, des couches atmosphériques et des conditions météorologiques, et est donnée par des formules qui prennent en compte les énergies instantanées directe, diffus et globale.
Quel est le coefficient k dans le calcul de l’énergie produite par un système hybride?
Le coefficient k tient compte des facteurs d’incertitude météorologique, de l’inclinaison des modules, du rendement des cycles de charge et de décharge de la batterie, et est généralement compris entre 0,55 et 0,75.