Production de l'énergie photovoltaique à la société Nova Diffusion

DEDICACES

Je dédie le présent mémoire

A Franky FEUDJIO,
A Mama SOBGO Jeannette,
A feu Mama JIOKENG Bernadette (miaa' oo),
A toute ma famille en Allemagne et aux U.S.A.

REMERCIEMENTS

Je loue le Seigneur Tout Puisant : pour les conditions de santé et moyens de travail qu'il nous a assuré durant la période d'élaboration de ce mémoire ; Pour les multiples bienfaits dont il nous a déjà gratifiés et les innombrables qu'il nous réserve.

Le présent mémoire est le fruit de nos efforts et de la collaboration de :

M. YAYA Ludovic, chef de dépôt SCDP de Ngaoundéré, M.M ABBA et Ahmadou, personnel de la SCDP pour les précieuses connaissances sur les produits pétroliers.

M SOKAMTE du poste HT/MT de la centrale AES-SONEL de Ngaoundéré.

M Camille Frisch et tout le personnel de la société SOLECTRIQUE CAMEROUN, pour l'initiation et leur assistance salutaires pour mon entrée dans le domaine du photovoltaïque.

Je tiens à remercier :

le Pr. Oumarou Bouba pour sa déterminante implication dans le déroulement de notre année académique et pour ses multiples encouragements.

le Dr André YOUMSSI, notre encadreur, pour sa volonté de nous former, sa grande rigueur au travail et de qui nous avons grandement bénéficié du sens de l'organisation du travail.

M. NKOUEDJE Pierre, Directeur Général de la société NOVA DIFFUSION et toute sa famille pour l'opportunité offerte que sa société soit le cadre pratique d'étude de notre thème, et pour les bonnes conditions de travail qu'ils nous ont toujours assuré.

M. Ahmed ALI, Directeur de L'IUT de Ngaoundéré.

le Pr. NGOUNOUNO Ismaila, Doyen de la faculté des sciences.

le Pr. BEKOLLE pour l'autorisation d'utiliser la salle d'informatique.

Je remercie sincèrement :

Tous nos enseignants qui par leurs enseignements ont contribué à notre formation. Le Dr NSANGOU Mama pour l'estime témoignée et son soutien.

Le Dr TCHOUA Paul, pour sa franche attention à nos difficultés.

Le Dr NTAMACK Guy Edgar, notre responsable de niveau.

Le Dr Serge DOKA pour les édifiantes discussions sur l'énergie solaire.

Les familles DONGMO et TALLA pour la très précieuse attention que j'ai toujours reçue d'elles. Merci infiniment !!!

Les membres de la famille KUETEVOU.

La grande famille FOMIATSUET, dont j'admire les membres pour leur dynamisme. Les familles KENTSANG, NGEPI et TCHAKOUNTE à Yaoundé.

La famille TSOBMEDJIO à Bertoua.

Les familles TONGFACK et TSAMO à Ngaoundéré.

La famille KAMAKE pour ses encouragements.

La famille FIFEN pour toutes leurs sollicitudes.

M.M NGUETSOP Vincent et Guy Vérité, pour leur assistance. M.M Mahamat Adam (Man) et ONANA Alphonse (Pécos).

Je remercie infiniment :

M. Raymond PRISO, pour sa pédagogie d'enseignement en classes de 2^ndeMT¹ et P.MEM² qui a marqué, non ! , polarisé mon orientation académique.

Le Colonel David JOTSA, commandant du C.I.F.A.N de Ngaoundéré pour l'intérêt témoigné aux travaux du présent mémoire.

Mme LISSOUCK Emilienne, ma maîtresse de CM.2, qui nous a inculqué le culte de l'effort.

M.M ILOUGA Ernest, NDOKO et KAMDEM Bertrand pour les sacrifices consentis à notre égard dans les laboratoires et pour leur immense collaboration et assistance.

M. NGOUADJIO Luc, pour tous ses conseils avisés et l'assistance académique.

M. ZOMENI Gaston, pour les commentaires sur l'évaluation économique.

M. DESOBGO Steve et sa famille pour l'attention et leurs divers encouragements.

Mme KENFACK Chantal et toute sa famille.

Mon ami..., mon frère, KENTSANG Olivier Damas (Okemba) qui m'encourage beaucoup. M.M FOMEKONG Armand, KAMDEU Pascal et JOUONANG Armel.

Mes camarades de la dernière promotion de Maîtrise E.E.A, pour la solidarité et l'endurance. Les membres du club PHYSIQUE - EEA et la grande famille de l'A.E.E.M.N.

Les locataires des mini cités AFRITUDE et TOUSSAINT LOUVERTURE (les « saints »).

Alain Jean Dédier, NDONGO, William, Armelle, Agnès et tous ceux dont l'espace ne me permet pas de citer le nom, sans qui je n'aurai pas la multitude de souvenirs des jours passés à Ngaoundéré. MM TONYE II Roland, le consultant NDOUMBE, DJ Yvès, Vincent, MBILLE, MANGA, Mitterrand, BERGO pour les assistances stratégiques.

La brave Diane BASSO.

Francis FOGUE (Chesco) et Nerelle, pour la contribution à la réalisation de ce document. Ma chère tante Sita Marie-Madeleine.

Toi, Sandrine PENGOU, dont l'absence de soutien aurait rendu mes moments de travail bien tristes et enchaîné plein d'efforts.

Mon frère « jumeau » FEUDJIO Ludovic, tant mes préoccupations sont les siennes, Esty qui est tant chaleureuse et David Allan Scott.

Mes parents M et Mme FEUDJIO qui m'ont donné la vie, m'ont éduqué, m'aiment et m'ont toujours soutenu dans mes entreprises. Je vous aime...

1 Maintenance Technique.

2 Maintenance Electro-Mécanique.

LISTE DES SIGLES ET ABREVIATIONS.

AES SONEL : Applied Energy System - Société Nationale d'Electricité.

AM : Air Mass ou masse d'air optique exprime la quantité d'atmosphère que traverse les rayons du soleil.

Azimut : orientation par rapport au Sud, compté négativement l'est.

ENSAI : Ecole Nationale Supérieure Agro-Industrielle de l'Université de Ngaoundéré. IAM : Incidence Angle Modifier.

IUT : Institut Universitaire de Technologies l'Université de Ngaoundéré.

Icc : Courant de court circuit du module photovoltaïque.

La norme NF C 15-100 : est le référentiel qui permet d'assurer la sécurité et le bon fonctionnement des installations électriques basse tension (BT).

NOCT : Nominal Operating Cell Temperature, est la température réelle des cellules d'un module PV fonctionnant aux conditions suivantes : température ambiante 20°, une irradiance solaire 800W/m², un spectre AM 1,5 et vitesse du vent 1m/s. 45°< NOCT < 60°.

PV : Photovoltaïque.

Rayon IR : infrarouge.

Rayon UV: ultra violet.

SCDP : Société Camerounaise de Dépôts Pétroliers.

SONARA : Société Nationale de Raffinerie.

STC : Standard Test Conditions, pour un ensoleillement de 1.000 w/m², une température de jonction de la cellule de 25 °C et un spectre AM 1,5.

VA, VAR: volt ampère, volt ampère réactif.

Vco : tension du module photovoltaïque sans charge.

W, kW, MW : watt, kilowatt (10³), mégawatt (10⁶).

Wh, kWh : wattheure, kilowattheure.

Wc, Wp : watt crête ou watt peak en anglais est l'unité internationale de puissance d'une cellule PV. Le watt crête est obtenu sous les STC.

SOMMAIRE.

Dédicaces i

Remerciements ii

Liste des sigles et abréviations iv

Sommaire v

Liste de figures viii

Liste de tableaux x

Problématique xii

Résumé xiii

Abstract xiv

Introduction Générale 1

Première partie : Identification des ressources énergétiques locales et

Revue de la littérature sur les systèmes solaires photovoltaïques.

CHAPITRE I : Ressources énergétiques de la ville de Ngaoundéré et

Généralités sur l'énergie électrique 3

I-1 Ressources énergétiques 3

I-2 Généralités sur l'énergie électrique 3

I-2.1 Définition et formes d'énergie électrique 3

I-2.2 Caractéristiques de l'énergie électrique 3

I-2.3 Principes de production de l'énergie électrique 4

I-2.4 Effets du courant électrique sur le corps humain 5

I-3 Besoins énergétiques de la société NOVA DIFFUSION 6

CHAPITRE II : Revue de la littérature sur les systèmes photovoltaïques 7

II-1 Introduction 7

II-2 Energie rayonnante solaire 7

II-2.1 Le rayonnement solaire 7

II-2.2 Le flux solaire 8

II-2.3 La ressource solaire 9

II-2.4 Physique des opto - composants 10

II-3 Cellules photovoltaïques 10

II-3.1 Historique et évolution 10

II-3.2 Caractéristiques de la cellule PV 10

II-3.3 Fonctionnement et description de la cellule PV 11

II-3.4 Technologies de cellules PV 14

II-4 Le module photovoltaïque 15

II-4.1 Technologies de modules PV 15

II-4.2 Implantation du module PV 16

II-5 Régulateur de charge et de décharge 17

II-5.1 Fonctions 17

II-5.2 Différents types de régulateurs de charge 17

II-6 Les batteries 17

II-6.1 Définition et constitution de la batterie 17

II-6.2 Fonctions et types de batteries 17

II-6.3 Caractéristiques des batteries 21

II-6.4 Description des batteries 23

II-6.5 Charge des batteries 24

II-6.6 Rendements des batteries 25

II-6.7 Entretien et stockage des batteries 25

II-6.8 Choix d'une batterie 26

II-7 Les onduleurs 26

II-7.1 Principe de base des onduleurs 26

II-7.2 Commande des onduleurs 27

II-8 Circuit de transformation de la lumière du soleil en électricité 28

Deuxième partie : Contribution à la production de l'énergie photovoltaïque à Ngaoundéré.

CHAPITRE III : Essais et mesures 29

III-1-a Matériel utilisé pour les essais 29

III-1-b Présentation du logiciel PVSyst 4.21 29

III-2 Essais d'un module photovoltaïque 30

III-2.1 Estimation du rendement des modules 30

III-2.2 Essai sur influence de la position du module PV 31

III-2.3 Détermination des caractéristiques du module PV 31

III-2.4 Détermination des caractéristiques du champ PV 33

III-2.5 Estimation de l'énergie produite par un module PV 34

III-2.6 Rendement des boites de dérivation 36

III-3 Essais d'une batterie solaire 37

III-3.1 Charge d'une batterie solaire 37

III-3.2 Utilisation d'un moteur à courant continu 40

III-4 Essais d'un onduleur de tension 40

III-5 Essais influence des câbles 45

III-5.1 Câbles reliant les modules à la boite de dérivation 45

III-5.2 Câble reliant la boite de dérivation au régulateur et aux batteries 45

CHAPITRE IV : Principaux résultats 47

IV-1 Implantation des modules PV à Ngaoundéré 47

IV-2 Modèle de production de l'énergie électrique par un module PV 48

IV-3 Choix d'un module photovoltaïque 49

IV-4 Dimensionnement des câbles pour Ngaoundéré 49

IV-4.1 Raisons du calcul de la section des câbles et fusibles 49

IV-4.2 Dimensionnement de la section des câbles 50

IV-4.3 Paramètres influençant le dimensionnement des câbles 51

IV-5 Utilisation des batteries solaire et onduleurs 52

IV-6 Conception de support de modules PV à Ngaoundéré 52

Troisième partie : Dimensionnement de l'installation solaire et Analyse économique.

CHAPITRE V : Dimensionnement de l'installation photovoltaïque 53

V-1 Dimensionnement manuel de la société NOVA DIFFUSION 53

V-2 Optimisation du dimensionnement de la société NOVA DIFFUSION 54

V-2.1 Optimisation sur toute l'année 55

V-2.2 Optimisation sur la période la plus ensoleillée 57

V-3 Dimensionnement des câbles et fusibles 59

V-3.1 Dimensionnement des câbles 59

V-3.2 Dimensionnement des fusibles 60

V-3.3 Mise à la terre de l'installation NOVA DIFFUSION 60

CHAPITRE VI : Analyse économique 61

VI-1 Analyse économique du générateur PV 61

VI-1.1 Coüt initial de l'installation solaire 61

VI-1.2 Exploitation et maintenance 61

VI-2 Comparaison 64

VI-3 Maintenance d'une installation photovoltaïque 64

VI-3.1 Maintenance préventive de l'installation solaire 65

VI-3.2 Cahier d'entretien de l'installation solaire 66

VI-4 Installation PV de la société NOVA DIFFUSION 66

VI-5 Enjeux d'un projet d'installation photovoltaïque 70

Conclusion générale 71

Perspectives 71

Bibliographie xvi

Annexes

LISTE DES FIGURES.

Page

Figure 1 : Conversions des principales formes d'énergies. 1

Figure 2.1 : Générateur PV autonome sans appoint. 7

Figure 2.2 : Types de rayonnements solaires. 8

Figure 2.3 : Analyse spectrale du rayonnement solaire. 8

Figure 2.4 : Orbite terrestre. 8

Figure 2.5-a : Trajectoires du soleil 9

Figure 2.5-b : Position du soleil à un instant 9

Figure 2.6 : Carte mondiale de gisement solaire. 9

Figure 2.7 : Carte du rayonnement lumineux. 10

Figure 2.8 : Schéma équivalent d'une cellule photovoltaïque. 10

Figure 2.9 : Caractéristique Courant - Tension cellule PV. 11

Figure 2.10 : Conversion rayonnement - électricité. 11

Figure 2.11 : Energie des semi conducteurs 12

Figure 2.12 : Structure d'une cellule PV. 12

Figure 2.13 : Influence de l'éclairement sur la cellule PV. 13

Figure 2.14 : Influence de la température sur la cellule PV. 13

Figure 2.15-a : Structure du silicium 14

Figure 2.15-b : Cristaux de silicium 14

Figure 2.15-c : Silicium de type P 14

Figure 2.15-d : Silicium de type N 14

Figure 2.16 : Jonction PN 14

Figure 2.17 : Coupe d'un module PV plan. 15

Figure 2.18 : Module à concentration solaire. 16

Figure 2.19 : Champ photovoltaïque. 16

Figure 2.20 : Position du module PV. 16

Figure 2.21 : Types de plaques de batteries au plomb. 19

Figure 2.22 : Courbe de cycles des batteries. 20

Figure 2.23 : Caractéristiques de décharge batteries. 22

Figure 2.24 : Densimètre ou pèse acide. 24

Figure 2.25-a : Régime de recharge IOU 25

Figure 2.25-b : Régime de recharge IU 25

Figure 2.26 : Schéma de principe d'un onduleur. 26

Figure 2.27 : Principe de l'onduleur autonome. 27

Figure 2.28-a : Commande adjacente 27

Figure 2.28-b : Commande décalée 27

Figure 2.29 : Circuit de transformation de l'énergie solaire en électricité 28

Figure 3.1-a : Rendement en fonction de l'irradiance 30

Figure 3.1-b : Rendement en fonction de la température 30

Figure 3.2 : Montage de caractérisation des modules PV 31

Figures 3.3-a ; 3.4-a ; 3.5-a ; 3.6-a : Caractéristique I-V des modules A ; B ; C ; D 32

Figures 3.3-b ; 3.4-b ; 3.5-b ; 3.6-b : Courbe de puissance des modules A ; B ; C ; D 32

Figures 3.7-a ; 3.7-b ; 3.7-c : Puissance du champ PV 12V, 24V et 48V 33

Figures 3.8-a ; 3.8-b ; 3.8-c : Evolution de la puissance simulée à 0° ; 25° et maximale 34

Figures 3.9-a ; 3.9-b : Evolution de la puissance mesuré à 10°, 25° 35

Figure 3.10 : Montage de charge de batterie 37

Figures 3.11-a ; 3.11-b : Evolution de la tension, et du courant d'une batterie en charge 39

Figure 3.12 : Montage de l'utilisation d'une charge à courant alternatif 40

Figures 3.13-a ; 3.13-b : Evolution de la tension et du courant de la batterie en décharge 41

Figures 3.14-a ; 3.14-b : Evolution de la tension et du courant de la batterie en décharge 42

Figure 3.15 : Evolution de la tension de la batterie en décharge 43

Figure 3.16 : Courbe de rendement de l'onduleur 44

Figure 3.17 : Montage pour pertes dues aux câbles 1 45

Figure 3.18 : Montages pour pertes dues aux câbles 2 46

Figure 4.1 : Déclinaison magnétique de la terre. 47

Figure 4.2 : Modèle de puissance d'un module PV. 48

Figure 4.3 : Support de modules PV pour la ville de Ngaoundéré. 52

Figure 6.1 : Schéma électrique de l'installation photovoltaïque de NOVA DIFFUSION 69

Figure C.1 : Evolution du coût des générateurs PV. 71

LISTE DES TABLEAUX.

Page

Tableau 1.1 : Tensions normalisées des réseaux. 4

Tableau 1.2 : Effets du courant de basses fréquences. 5

Tableau 1.3 : Estimation des besoins de NOVA DIFFUSION. 6

Tableau 2.1 : Répartition du rayonnement solaire hors atmosphère. 7

Tableau 2.2 : Répartition du rayonnement solaire sur la terre. 7

Tableau 2.3 : Ensoleillement à Ngaoundéré. 9

Tableau 2.4 : Technologie des cellules PV. 14

Tableau 2.5 : Présentation des différentes piles. 17

Tableau 2.6 : Types de batteries au plomb. 20

Tableau 2.7 : Tableau d'autodécharge des accumulateurs. 22

Tableau 2.8 : Comparaison des technologies d'accumulateurs. 23

Tableau 3.1 : Valeurs simulées du flux solaire par heure à Ngaoundéré en février 31.

Tableau 3.2 : Influence de la position du module PV. 31

Tableau 3.3 : Estimation de puissance par PVSyst 4.21. 34

Tableau 3.4 : Mesure de puissance des modules PV. 35

Tableau 3.5 : Mesure des valeurs de la boite SRB04ES 12. 36

Tableau 3.6 : Mesure des valeurs de la boite SRB04ES 24. 37

Tableau 3.7 : Mesure des valeurs de la boite SRB04ES 48. 37

Tableau 3.8 : Relèves de mesures de charge batteries. 38

Tableau 3.9 : Relèves des mesures d'un moteur à courant continu 40

Tableau 3.10 : Relèves des mesures de l'utilisation d'un onduleur 41

Tableau 3.11 : Relèves des mesures de décharge de la batterie 42

Tableau 3.12 : Relèves des mesures de décharges de la batterie 43

Tableau 3.13 : Rendements d'une batterie 44

Tableau 3.14 : Relèves des mesures des pertes dues aux câbles 45

Tableau 3.15 : Relèves des mesures des pertes dues aux câbles 46

Tableau 4.1 : Positions de captage optimal durant l'année à Ngaoundéré. 47

Tableau 4.2 : Positions de captage optimal durant une journée de février. 48

Tableau 4.3 : Modèle de production d'un module PV en février. 48

Tableau 4.4 : Influence de la section des câbles. 50

Tableau 5.1 : Résultats des méthodes de dimensionnement. 59

Tableau 5.2 : Protection des méthodes de dimensionnement. 60

Tableau 6.1 : Première analyse économique 62

Tableau 6.2 : Besoins de la société NOVA DIFFUSION avec efficacité énergétique 63

Tableau 6.3 : Deuxième analyse économique 63

Tableau 6.4 : Comparaison avec un abonnement AES SONEL 64

Tableau 6.5 : Actions de maintenance 65

Tableau 6.6 : Récapitulatif des caractéristiques technique de l'installation photovoltaïque 67

Tableau 6.7 : Identification de l'installation PV de NOVA DIFFUSION 68

Tableau C.1 : Flux de lampes et rendement lumineux. 72

PROBLEMATIQUE.

L'accès à l'énergie électrique est de nos jours considéré comme un facteur clé pour le développement : les services énergétiques de consommation (éclairage, confort dans l'habitat, moyens de communication) améliorent le bien-être social et ceux de production, de transport sont cruciaux au développement économique.

L'accès à l'énergie électrique est grandement influencé par la croissance des besoins énergétiques et la disponibilité des ressources énergétiques. Près de 1,6 milliard de personnes à travers le monde n'ont pas accès à l'électricité. 2,5 millions de personnes meurent de maladies de voies respiratoires, parce que les combustibles traditionnels polluent l'air dans la maison. L'augmentation des prix des combustibles fossiles sur les marchés mondiaux charge non seulement le budget des ménages mais aussi le budget public de nombreux pays (10% à 30% du produit intérieur brut). Une faible densité d'habitations et les grandes distances renchérissent l'énergie dans l'espace rural. Ici, le concept de réseau national de centrales électriques se heurte à des limites économiques.

A la société NOVA DIFFUSION, prestataire de services de télécommunication et d'Internet dans la ville de Ngaoundéré, les ruptures d'énergie entravent les activités économiques et ont à plusieurs reprises endommagés des équipements très sensibles.

Devant une telle difficulté à accéder à l'énergie électrique fiable, Pourrait-on envisager des efforts de développement sans électricité ? Et puisqu'elle s'avère en ~tre un facteur clé, par quelles voies y accéder ? Plusieurs organismes de développement (ASEAN Centre for Energy, Evironment and Development Network for Africa, Organizacion Latino americana de Energia..) préconisent la promotion des énergies disponibles localement. Alors nous essayerons d'apporter des réponses aux questions : Quelles sont les formes d'énergies disponibles à Ngaoudéré ? Comment sont elles converties en électricité ? Quelles sont les limites à leur exploitation ? Et quels dangers présentent-elles pour l'homme ?

RESUME.

Notre thème de mémoire de maîtrise E.E.A, Production de l'énergie photovoltaïque à la société NOVA DIFFUSION porte sur l'optimisation de la conversion de l'énergie solaire en énergie électrique. Il a été question durant notre travail d'analyser les différentes phases de production d'électricité à partir de la ressource solaire : Après identification des ressources énergétiques disponibles à Ngaoundéré, nous nous sommes rapprochés du personnel de la société SOLECTRIQUE CAMEROUN basée au quartier BALADJI 2 de Ngaoundéré, spécialisée dans l'installation de systèmes solaires. Dont les conseils nous ont aidé à établir l'évolution de la ressource solaire dans la ville de Ngaoundéré ; ressortir les différentes technologies des composants d'une installation solaire photovoltaïque et leurs conditions d'utilisation, de stockage et d'entretien. Enfin, nous avons durant le premier trimestre de l'année 2008, mené dans l'enceinte de l'ENSAI - IUT de l'Université de Ngaoundéré, une série d'essais et mesures avec un kit complet d'installation de système solaire (livré par la société française ENERGIES NOUVELLES ENTREPRISES). Les observations faites et résultats obtenus durant ces manipulations ont rejoint les généralités de notre revue de littérature, notamment :

- l'influence de la position du module photovoltaïque, de l'intensité de l'éclairement solaire et de la température sur la production de l'énergie électrique ;

- l'influence de l'appel de courant sur le rendement énergétique de la batterie ; et - l'influence de la section des cables sur le transport de l'énergie.

ABSTRACT.

This EEA Master's thesis entitled Production of photovoltaic energy at NOVA DIFFUSION Company seeks to see how solar energy can be optimised and converted into electrical energy. It main aim was to analyse various steps of electricity production from solar resources. After identifying energy resources in Ngaoundere. The second phase led us at SOLECTRIQUE CAMEROUN Company, based in BALLADJI 2, a neighbourhood of Ngaoundere. This company is specialized in the use of solar systems. At the end of this phase, we could establish the evolution of solar resource in Ngaoundere; bring out different technologies of photovoltaic cells and solar batteries; identify conditions of use, storage and maintenance of the various components of photovoltaic solar installation. Thus, during the first trimester of the year 2008, we carried out the third phase of the study at the ENSAI - IUT (University of Ngaoundéré). This phase consisted into a series of tests and measures using a complete solar system installation kit (delivered by the French company ENERGIES NOUVELLES ENTREPRISES). Many observations have been made and the results obtained during those manipulations, met data delivered on various Internet websites, notably:

- The influence of the position of the photovoltaic modules, the intensity of solar lightning and the temperature on the electrical energy production.

- The influence of the cross-section of cables on the transport of energy

INTRODUCTION GENERALE

L'énergie est la faculté qu'a un système à fournir du travail. Les divers aspects sous lesquels l'énergie se présente sont :

L'énergie mécanique, provenant des systèmes en mouvement (voiture) ;

L'énergie thermique (la chaleur), des corps en combustion ;

L'énergie chimique, contenue dans le pétrole, gaz naturel, charbon ;

L'énergie électrique, due au déplacement ordonné des électrons ;

L'énergie rayonnante, des rayonnements lumineux ;

L'énergie nucléaire, emprisonnée dans le noyau des atomes.

L'homme a besoin d'énergie pour accomplir ses activités. Et on constate, au regard de ses besoins (transport, confort dans l'habitat, industrie...) que la demande en énergie est énorme et croissante. [20]

Ainsi, pour subvenir à nos besoins, nous avons recours aux énergies primaires classées en sources d'énergie non renouvelable (les fossiles, le pétrole, la biomasse, l'uranium) ; et sources d'énergie renouvelable (le soleil, l'eau, le vent, l'énergie des marées).

La plupart des applications nécessitent une conversion d'énergie afin de la rendre compatible avec l'usage envisagé.

Éerg

Systèm

Fours à

pteurs so

Énergie

Figure 1 : Conversion des principales formes d'énergie. [17]

Plusieurs raisons telles : la maîtrise de sa production et son transport aisé justifient l'emploi de l'électricité comme source d'énergie. Grâce aux travaux du savant américain Benjamin Franklin (1752) qui établit la nature électrique de la foudre et inventa le paratonnerre ; du français Charles de Coulomb (1875) qui établit les premières lois de l'électricité ; du professeur italien Alessandro VOLTA (1800) qui inventa la première pile électrique et de l'américain Thomas EDISON qui inventa en 1879 la lampe électrique ; l'électricité exploitée comme source d'énergie à partir du 19^e siècle apparaît de nos jours comme la forme d'énergie la plus fiable.

En ce qui concerne la ville de Ngaoundéré, c'est en 1992, qu'un poste de transformation HT/MT (Haute Tension / Moyenne Tension) y est installé. Mais les ruptures quasi hebdomadaires de fourniture en énergie électrique, les baisses de tension entravent sérieusement le processus de développement des populations de cette ville.

L'énergie électrique solaire est peu exploitée dans la ville de Ngaoundéré, malgré la ressource solaire considérable, près de 2.065 kWh/m²/an. Notre travail consiste :

- A apporter une solution fiable au problème d'indisponibilité en énergie ; notamment à la société NOVA DIFFUSION ;

- A introduire des manipulations sur l'exploitation électrique de l'énergie solaire au laboratoire d'électrotechnique de l'Université de Ngaoundéré;

Ce travail sera articulé autour des principaux axes suivants :

La première partie constituée de deux chapitres, le premier portant sur l'identification des ressources énergétiques de la ville de Ngaoundéré et le second sur la revue de la littérature de l'exploitation électrique de l'énergie solaire qui donnera le fil conducteur de nos manipulations.

La seconde partie, répartie aussi en deux chapitres le premier décrit les essais et mesures que nous avons eu à effectuer lors de nos manipulations ; et le second chapitre présente les principaux résultats obtenus.

La troisième partie comprend deux chapitres, le premier où nous appliquons les résultats obtenus à la seconde partie pour faire le dimensionnement du générateur solaire photovoltaïque de la société NOVA DIFFUSION respectant les normes internationales en vigueur (NF C 15-100) ; et le second portant sur l'analyse économique du générateur photovoltaïque ; les enjeux de l'exploitation électrique de l'énergie solaire, suivi d'un plan de maintenance d'une installation photovoltaïque.

CHAPITRE I : RESSOURCES ENERGETIQUES DE LA VILLE DE NGAOUNDERE ET GENERALITES SUR L'ENERGIE ELECTRIQUE.

I-1 RESSOURCES ENERGETIQUES.

La ville de Ngaoundéré, à une altitude moyenne de 808 mètres s'étend du 7^e au 8e degré latitude Nord et du 13^e au 14^e longitude Est. Les ressources énergétiques de la ville de Ngaoundéré sont constituées de :

- Potentiel éolien, avec une vitesse moyenne des vents de 2 m/s. [23]

- Potentiel solaire, avec un ensoleillement annuel moyen sur une surface horizontale de 5,64 kWh/m²/jour, est l'un des endroits de la planète ayant un ensoleillement assez élevé. [6]

- La S.C.D.P (Société Camerounaise de Dépôts Pétroliers), comble la majeure partie des besoins en produits pétroliers de qualité viable. Le dépôt de Ngaoundéré assure le stockage des produits pétroliers en provenance de la SONARA depuis 1977. Ses capacités de dépôt de produits pétroliers valent de 5400 m³ (essence, gasoil, butane, kérosène) et 70 tonnes de gaz.

- Le poste HT/MT d'AES-SONEL, avec une puissance installée de 40 MW.

I-2 GENERALITES SUR L'ENERGIE ELECTRIQUE.

I-2-1 Définition et formes d'énergie électrique.

L'énergie électrique ou électricité est l'ensemble des phénomènes dues aux charges électriques. Elle est de nos jours la forme d'énergie la plus utilisée et se présente sous deux formes:

L'énergie électrique à courant continu, et L'énergie électrique à courant alternatif.

I-2-2 Caractéristiques et grandeurs normalisées de l'énergie électrique.

L'énergie électrique est entièrement décrite par la connaissance :

o De la différence de potentiel, exprimée en volt (V) ;

o De l'intensité de courant exprimée en ampère (A);

o De la puissance électrique, exprimée en watt (W) ;

Si l'énergie est à courant alternatif, la fréquence est une caractéristique qui indique le nombre de fois que les électrons changent de sens par seconde et exprimée en hertz (Hz).

L'unité (S.I) de l'énergie électrique, commune à toute forme d'énergie, est le joule (J). Elle est aussi exprimée en wattheure (Wh). 1 Wh = 3.600 joules.

Le tableau suivant présente les valeurs des classes de tension :

Tableau 1.1 : Tensions normalisées des réseaux. [1]

Classe	Tension nominale (volts) Réseau 60 Hz		Tension nominale (volts) Réseau 50 Hz
	3 fils	4 fils	3 fils	4 fils
Basse tension BT	120/240 (1phase		220 (1phase)
		120/208		220/380
	480	277/480
Moyenne tension MT	4.160
	13.800	7.200/12.470	15.000
	69.000	19.920/34.500	30.000	17.320 / 30.000
Haute tension HT	115.000		90.000
	138.000		110.000
	230.000		225.000
Très haute tension THT	345.000
	500.000		380.000
	765.000		750.000
Approuvé le 4 septembre 1975 par le conseil des normes de l'IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers)

I-2-3 Principes de production CIEWQe1,1i11001111iINFE

Pour produire l'énergie électrique, il faut changer le peuplement relatif des électrons entre deux points. Les dispositifs capables de créer un surplus d'électrons en un point et un manque à l'autre point sont appelés générateurs électriques, et cette répartition inégale peut être provoquée : [1]

Chimiquement (pile -- accumulateur).

On plonge dans une solution alcaline (électrolyte : acide dissociée en ions positifs et en ions négatifs) deux électrodes de nature différente tel que l'un des conducteurs ait un plus grand nombre d'électrons libres. Les ions positifs sont attirés par l'électrode négative et les ions négatifs par la positive : il apparaît entre ces électrodes une différence de potentiel. [1]

Thermiquement (générateur à thermocouple).

Ce principe de production est basé sur l'effet Seebeck : on place deux matériaux conducteurs de natures différentes reliés par deux jonctions. Dans le cas de l'effet Seebeck, une différence de température appliquée entre les deux jonctions transmet la chaleur aux électrons qui entraînent l'apparition d'une différence de potentiel. [13]

Par radiation (cellule photovoltaïque ou photopile).

Ce principe est basé sur l'effet photovoltaïque découvert en 1839 par le physicien Edmond Becquerel, (Grand-père d'Henri Becquerel qui découvrit la radio activité en 1897). L'effet photovoltaïque est obtenu par absorption des photons dans un matériau possédant au moins une transition possible entre deux niveaux d'énergie. Sous illumination, les photons absorbés peuvent créer une paire électron trou. Les paires électrons trous photo générées dans la zone de charge d'espace sont séparées par le champ électrique qui y règne. Les trous sont accélérés dans la zone P, les électrons dans la région N : c'est le courant photo généré. Un gradient de concentration est créé dans chaque région : on a alors le photo courant de diffusion. [8]

I

.

Mécaniquement (dynamo - alternateur).

Cette forme de production repose sur la loi de l'induction électromagnétique : « si le flux à l'intérieur d'une spire varie, une tension est induite entre ses bornes ». [7]

I-2-4 Effets du passage du courant électrique dans Jl'~treJiKXP ain.

Tableau 1.2 : Effets du passage du courant électrique (15 à 1.000 Hz). [ ]

Intensité	Perception des effets	Durée
0,5 à 1 mA	1 I Seuil de perception suivant l'état de la peau t	--
8 mA	Choc au toucher, réactions brutales	--
10 mA	Contraction des muscles des membres - crispations durables	4 min et 30 sec
20 mA	Début tétanisation cage thoracique	60 secondes
30 mA	Paralysie ventilatoire	30 secondes
40 mA	Fibrillation ventriculaire	3 secondes
75 mA	Fibrillation ventriculaire	1 seconde
300 mA	Paralysie ventilatoire et fibrillation ventriculaire	110 millisecondes
500 mA	Paralysie ventilatoire et fibrillation ventriculaire	100 millisecondes
1.000 mA	Arrêt cardiaque - brûlures profondes - décomposition chimique du sang.	25 millisecondes
2.000 mA	Centres nerveux atteints - décomposition chimique interne	instantané
4 à 5 A	Paralysie cardiaque, arrêt du coeur.	--
> 5 A	Brûlure des tissus	--

Les études statistiques ont prouvé que le courant I pouvant entraîner la mort une fois sur dix dépend du courant et du temps d'application selon l'équation empirique [1] :

Où I : courant traversant le corps en mA ; t : durée du choc (de 8.10^-3 à 5 s) ; 116 : constante fonction de la probabilité de la mort.

I-3 Besoins énergétiques de la société NOVA DIFFUSION.

La société NOVA DIFFUSION située au « carrefour tissu » près du petit marché de la ville de Ngaoundéré est prestataire des services de télécommunication et Internet. Son Directeur Général, M. NKOUEDJE Pierre a accepté que sa société serve de cadre pratique à notre étude sur l'exploitation de l'énergie photovoltaïque.

Tableau 1.3 : Estimation des besoins d'électricité (Wh/jour).

Appareil/ Charge	Quantité	Type	Tension	Puissance Nominale (W)	Nombre d'heures d'utilisation journalière	Consommation électrique Journalière en Wh/j
						CC	CA
Ordinateur	05	AC	230	210	12		12.600
Lampe	05	AC	230	40	7		1.400
Téléviseur	01	AC	230	70	15		1.050
Gate wave	05	DC	12	12	15	900	14.050
						900 + 14.050 / 0,90
TOTAL				60 + 1.320		16.512
Prévision (0,25)		16.512 x 1,25				20.640 Wh/jour

La quasi totalité des charges électriques sont à courant alternatif. Tout système électrique utilisant le courant alternatif met en jeu deux formes d'énergies : l'énergie active qui est transformée en travail et l'énergie réactive nécessaire à l'alimentation des circuits magnétiques. [1] La puissance réactive exprimée en v.a.r (volt ampère réactif) ne fourni aucun travail utile. Il apparaît donc que nous devrions produire les deux formes d'énergies pour assurer un bon fonctionnement de l'ensemble des charges de la société NOVA DIFFUSION. Si la puissance réactive devient importante, il est économique de la produire localement par des générateurs d'énergie réactive (condensateurs, moteur synchrone surexcité) : ce phénomène est appelé la compensation. [9]

Pour la production de la puissance active (mille cinq cents watts), nous ferons une étude approfondie dans la suite de ce travail, où nous axerons l'analyse de sa production à partir de l'énergie solaire.

CHAPITRE II : REVUE DE LA LITTERATURE SUR LES

SYSTEMES SOLAIRES PHOTOVOLTAIQUES.

II-1 Introduction.

Le souci de disponibilité d'énergie, surtout électrique, conduit plusieurs à la solution d'acquérir une source autonome d'électricité. Les groupes électrogènes sont actuellement la solution la plus répandue. Mais de plus en plus, on observe un grand intérêt pour les panneaux solaires de réelle dénomination modules photovoltaïques ou PV. L'ensemble modules PV, batteries solaires, onduleurs bien interconnectés constitue un générateur photovoltaïque qui assure une disponibilité de l'électricité principalement à partir du soleil.

Figure 2.1 : Générateur PV autonome sans appoint avec stockage. [10]

II-2 L'ENERGIE RAYONNANTE SOLAIRE.

II-2.1 Le rayonnement solaire.

L'énergie émise par le soleil (annexe 1) soit 4.10²⁶ Wh /seconde [4], trouve sa source dans les réactions nucléaires qui y ont lieu : la nucléosynthèse. La surface du soleil qui nous envoie le rayonnement est appelée la photosphère de température 5.777°K.

La répartition de ce rayonnement à la limite supérieure de l'atmosphère est :

Répartition (%)	Longueur d'onde (ë)	Lumière
9	< 400 nm	Ultraviolet
47	400 <ë < 800 (nm)	visible
44	800 < ë < 3.000 (nm)	Infrarouge proche

Tableau 2.1 : Répartition du rayonnement solaire à limite supérieure de l'atmosphère.

A la surface de la terre, la nouvelle répartition est :

Répartition (%)	Longueur d'onde (ë)	Lumière
0,25	280 < ë < 315 (nm)	UV moyen
4,75	315 < ë < 400 (nm)	UV proche
44	400 < ë < 800 (nm)	visible
51	800 < ë < 2.350 (nm)	Infrarouge

Tableau 2.2 : Répartition du rayonnement solaire à la surface de la terre.

Figure 2.2 : Types de rayonnements solaires. [10]

Il y a quatre types de rayonnements : [3]

· Le rayonnement direct est le rayonnement reçu directement du soleil.

· Le rayonnement diffus est le rayonnement de toute la voûte céleste.

· Le rayonnement solaire réfléchi ou l'albédo du sol.

· Le rayonnement global est la somme de tous les rayonnements reçus en un endroit.

Figue 2.3 : Analyse spectrale du rayonnement global solaire. [3]

II-2.2 Le flux solaire.

Figue 2.4 : Orbite terrestre. [14]

Lat 7,35 Lon 13,2

Jan

Fév

Mar

Avr

Mai

Jun

Jul

Aou

Sep

Oct

Nov

Dec

Moyenne annuelle

Moyenne
10 ans

5,64

6,44 6,82

6,57 5,80

5,42 4.99

4,66 4,67

4,80

5,22 6,11

6,25

Le flux solaire varie selon l'activité solaire et l'excentricité de l'orbite terrestre : périhélie (03 janvier) :1.410 W/m² ; aphélie (03 juillet) : 1.320 W/m² et moyenne annuelle : 1.368 W/m².

II-2.3 La ressource solaire.

La rotation de la Terre fait que l'énergie du soleil disponible en un point donné varie.

Figure 2.5-a : Trajectoires du soleil. [2]	Figure 2.5-b : Position du soleil à un instant. [2]

La Terre intercepte une partie du rayonnement solaire d'énergie annuelle de 1,6x10²¹ Wh. Plusieurs fois supérieure à nos besoins annuels estimés à 17,3x10¹⁵ Wh en 2007. [22]

Figure 2.6 : Carte mondiale de gisement solaire. [18]

Le tableau suivant présente l'ensoleillement moyen mensuel dans la ville de Ngaoundéré sur une période de dix ans (proche d'un cycle solaire).

Tableau 2.3 : Ensoleillement à Ngaoundéré.

Ensoleillement moyen mensuel Incident sur une Surface horizontale (kWh/m²/jour)

Source : RETScreen/NASA.SSE

II-2.4 Conversion de l'énergie solaire - Physique des opto composants [8].

En physique, les phénomènes électriques d'un matériau provoqués par l'action de la lumière sont l'effet photoélectrique ou émission d'électrons d'un matériau métallique, et une augmentation de la conductivité du matériau semi conducteur. [5]

Les opto composants ont leur principe de fonctionnement basé sur l'échange d'énergie entre la lumière et les porteurs d'un semi-conducteur. On distingue:

- Les photoémetteurs : qui convertissent l'énergie électrique en énergie lumineuse (Diodes Electro Luminescentes (DEL ou LED), Diodes LASER).

- Les photorécepteurs: photo détecteurs et photoconducteurs qui transforment l'énergie lumineuse en signal électrique.

Figure 2.7 : Carte du rayonnement lumineux. [10]

II-3 CELLULES PHOTOVOLTAÏQUES.

II-3.1 Historique et évolution.

En 1954, trois chercheurs américains, Chapin, Pearson et Prince, mirent au point la première cellule PV à haut rendement. En 1958 une cellule avec un rendement de 9 % fut mise au point. En 2007 suivant les fabricants, le rendement varie de 15 à 17 %. [11]

II-3.2 Caractéristiques de la cellule photovoltaïque. - le schéma équivalent schématisé comme suit,

Rsh = résistance shunt Rs = résistance série Iph (ø) = courant produit par la photopile, ce courant est proportionnel au flux lumineux (ø) Id (V) = Is [exp. (q V/jkT) - 1] où KT/q = 26 mV à 300 °K (27°C) pour le silicium J = coefficient d'idéalité de la diode ;

Figure 2.8 : Schéma équivalent cellule photovoltaïque. [11]

- la courbe tension courant schématisée comme suit,

Figure 2.9 : Caractéristique Courant - Tension d'un générateur PV. [10]

Dans les cellules PV au silicium, la tension _VCO est de l'ordre de 0,4 à 0,6 V et le courant ICC est de l'ordre de 12 mA / cm² dans les conditions standards de test (STC). [11]

II-3.3 Fonctionnement et description d'une cellule photovoltaïque.

II-3.3-1 Fonctionnement.

Le fonctionnement des cellules PV repose sur les propriétés électroniques du matériau où, les électrons de valence ne peuvent circuler que si les photons du soleil de longueur d'onde approprié leur apportent une énergie suffisante pour les libérer de leur atome.

Figure 2.10 : Conversion rayonnement- électricité. [10]

La figure suivante présente la bande d'énergie de quelques matériaux semi-conducteurs :

Source : Ecosystèmes

Figure 2.11 : Energie Eg des semi-conducteurs. [10]

II-3.3- 1T IMUSIWn113901SERVSIG.

La cellule PV est composée de plusieurs couches minces ainsi représentées.

Grille conductrice
(non corrosive)

Revêtement anti
réfléchissant
(indice de
réfraction
adéquat)

Silicium. Couche dopée N

Silicium. Couche dopée P

Surface
conductrice
arrière

Figure 2.12 : Structure d'une cellule photovoltaïque. [10]

La réalisation d'une jonction pn (telle celle d'une cellule PV), crée une distribution de charge qui créé un champ électrique qui sépare les paires électrons trous photo générés.

II-3.3-2 a) L'influence de l'éclairement solaire sur une cellule PV.

L'énergie électrique produite par une cellule PV dépend de l'éclairement reçu à sa surface.

Figure 2.13 : Caractéristique courant tension d'un module PV à température constante (25°C) en fonction de l'éclairement.
[10]

II-3.3-2 b) L'influence de la température sur une cellule PV.

Dans le cas de cellules PV au silicium, le courant augmente d'environ 0,025 mA / cm² / °C alors que la tension décroît de 2,2 mV / °C. La baisse globale de puissance est d'environ de 0,4 % / °C. Ainsi, plus la température augmente et moins la cellule est performante. [11]

Figure 2.14 : Caractéristique courant tension d'un module PV à éclairement constant en fonction de la température. [10]

Pour estimer la température d'équilibre d'une cellule T_c à partir de la température ambiante T_a, on peut utiliser la formule de correction suivante : T_c = T_a + k x P_s où T_c (°K) : température d'équilibre de la cellule ; T_a (°K) : température ambiante ; k (°K m²/W) : Coefficient d'échauffement ; P_s (kW / m²) : Puissance de rayonnement solaire incident. Le coefficient k varie de 20 °K m²/W pour des modules inclinés à 10 ° et placés à 1 m du sol jusqu'à 30 °K m²/W pour des modules inclinés à 0 ° et placés à 0,1 m du sol. [11]

II-3.4 Technologies de cellules PV.

Tableau 2.4 : Technologies des cellules photovoltaïques.

Technologie	Rendement	Coût	Puissance	Limites	Forces
monocristallin	14% - 20%	5 $ /Wc	140 - 200 W/m^2	Productivité affectée par ombrage partiel	Puissance délivrée stable
poly cristallin	12% - 15%	2 $ /Wc	120 -- 150 W/m^2
Multi jonction	40%	élevé	400 W/ m2	Températures élevées dues à la concentration du rayonnement	Exploite large bande du spectre. Surface réduite
Silicium en ruban	9 à 11%	--	90 à 110 W/m^2	--	--
Couche mince sans silicium	7%	--	70 W/ m^2	Utilise métaux rares	--
Couche mince avec silicium (Si amorphe)	6 à 8%	--	60 à 80 W/ m^2	Performances instables	Sensible à faible luminosité
GaAs	18 à 20%	--	180 à 200 W/m^2	--	--
CIGS	10 à 12 %	--	100 à 120 W/m^2	--	--
CdTe	8%	--	80 W/m^2	--	--

Des technologies sur le marché en 2001, les cellules PV à base de silicium (voir annexe 2) représentent plus de 99 % du marché de la fabrication des cellules. [11]

STRUCTURE INTERNE DU SILICIUM.

Figure 2.15-a : Structure du silicium. [2]	Figure 2.15-b : Cristaux de siicium. Extrait de document de Photowatt. Source : Ecosystèmes

Les atomes de silicium cristallin sont rangés en lignes et en colonnes. On améliore sa conduction en ajoutant des atomes étrangers de même taille, qui possèdent un nombre d'électrons périphériques juste inférieur ou supérieur aux 4 électrons de valence du silicium : c'est le dopage, qui en apportant un excès de charge facilite le passage du courant. La mise en contact des zones à dopage opposé constitue une jonction pn.

Figure 2.15-c : Silicium de type P. [2]	Figure 2.15-d : Silicium de type N. [2]
Figure 2.16 : Jonction PN. [2]

A l'interface apparaît une zone de charge d'espace qui provient de la tendance des électrons excédentaires de la couche N à vouloir passer du côté P et des trous à vouloir passer du côté N. Cette distribution de charges électriques crée un champ électrostatique d'où dérive un potentiel Vd. En pratique, on calcule une valeur de cette barrière de potentiel à 300°K : Vd

= (Eg/q) - (0,4V à 0,5V), ce qui donne pour le silicium Vd = 1,12 eV/q - 0,45 V = 0,67V. Oüq = 1.602 · 10^-19 J est la charge de l'électron. [2]

II-4 LE MODULE PHOTOVOLTAÏQUE.

Afin d'augmenter la tension d'utilisation, les cellules PV sont connectées en série. De plus, leur fragilité exige une protection, celles-ci sont encapsulées sous verre. Le tout est appelé un module photovoltaïque. [11]

Figure 2.17 : Vue en coupe d'un module photovoltaïque plan. [ ]

II-4.1 Technologies de modules PV.

On distingue trois technologies des modules photovoltaïques :

- Les "modules solaires PV plan", qui sont les plus répandus (figure 2.17).

- Les modules PV à concentration, qui permettent l'amélioration de la cellule PV en augmentant le rayonnement incident sur la cellule par un dispositif de concentration (lentilles optiques).

Figure 2.18 : Module à concentration solaire. [ ]

- Les modules PV double face, adaptés aux sites ayant des albédos importants : les déserts, les surfaces enneigées.

Pour d'importants systèmes les modules sont regroupés en champ de modules PV. [3]

Figue 2.19 : Champ photovoltaïque. [3]

II-4.2 Implantation du module photovoltaïque. [2]

La production électrique d'un module PV dépend du lieu géographique et de :

- L'orientation du module, dans l'hémisphère Nord, on oriente le module face au sud vrai : en tenant compte de la déclinaison de la terre ; et dans l'hémisphère Sud, l'orientation inverse. - L'inclinaison du module : le module PV doit être perpendiculaire au rayonnement solaire. L'inclinaison d'un module doit généralement être égale à la latitude du site à 5° près. [17]

	á = angle d'incidence ; â = inclinaison du module PV ; ã = azimut (orientation Est - Quest)
Figure 2.20 : Position d'un module photovoltaïque. [2]

II-5 REGULATEURS DE CHARGE ET DE DECHARGE.

Le régulateur contrôle l'état de la batterie : il autorise la charge de celle ci en éliminant tout risque de surcharge ; et il interrompt la décharge à la tension ultime de décharge. [3] Lorsque les batteries ont atteint leur pleine charge :

- le régulateur série ouvre le circuit électrique pour couper le courant du module PV.

- le régulateur shunt intercepte le courant du module et l'envoie directement à la terre.

La majorité des régulateurs solaires des grands systèmes fonctionne selon le mode PWM (Pulse Width Mode) pour respecter le cycle de charge.

- Le régulateur MPPT et de décharge.

Les régulateurs à Maximum Power Point Tracker (MPPT) utilisent un circuit spécial recherchant le point de puissance maximale du générateur, en faisant varier la charge d'entrée.

Le régulateur de décharge est nécessaire pour tout système où la protection de la batterie est prioritaire.

II-6 LES BATTERIES.

II-6.1 Définition et constitution de la batterie.

Une batterie électrique est un groupement de piles, qui sont des dispositifs autonomes qui génèrent du courant électrique à partir de l'énergie chimique. Une pile comporte deux conducteurs de nature différente appelés électrodes et plongés dans une solution alcaline appelée électrolyte. Un accumulateur est défini par trois grandeurs :

1- Sa densité d'énergie massique, ou volumique exprimée en wattheure par kilogramme (Wh/kg) ou en wattheure par litre (Wh/l).

2- Sa densité de puissance massique, en watt par kilogramme (W/kg).

3- Son cyclage exprimé en nombre de cycles (un cycle correspond à une charge et une décharge), caractérise la durée de vie de l'accumulateur. [1]

II-6.2 Fonctions et types de batteries.

On distingue les batteries à piles primaires ou sèches et les batteries à piles secondaires rechargeables, qui sont les plus utilisées. [1]

Les batteries à piles secondaires sont de deux types de conceptions :

- Les batteries de démarrage dites batteries automobiles : ce sont des batteries conçues pour fournir des courants instantanés très importants.

- Les batteries solaires ou stationnaires dites à décharge lente.

Dans un système PV, la batterie remplit trois grandes fonctions : [3]

· Autonomie. Une batterie permet de répondre aux besoins en tout temps.

· Courant de surcharge. Une batterie permet de fournir un courant de surcharge, plus élevé que celui que peut fournir le champ PV.

· Stabilisation de la tension. Une batterie fournit une tension constante.

Les technologies des piles actuelles sont présentées dans le tableau suivant :

Tableau 2.5 : Présentation des types de piles. [1]

	Piles primaires					Piles secondaires
	Carbone - zinc	Mercure	Alkalino manganèse	Argent	Zinc air	Plomb	Nickel cadmium	Soufre sodium	Lithium
VM	1,5	1,35	1,5	1,6	1,45	2	1,3	2,1	-
Vm	0,8	0,9	0,8	0,9	1,1	1,7	1	1,5	-
kJ/kg	150	300	200	300	650	40 à 80	70 à 120	225	-
kJ/dm^3	300	1.200	450 à 700	1.600	850	150 à 300	150 à 350	400
Déchar ge	bas	bas	bas	bas	Très bas	haut	Très haut	haut	haut
Tempé rature	0 à 50°C	0 à 50°C	30 à 50°C	0 à 50°C	-40 à 40°C	-40 à +50°C	-60 à 40°C	300°C	-
Stocka ge	1 à 3 ans	5 à 7 ans	4 à 5 ans	4 à 5	3 à 4	2 à 4 mois	4 à 6 mois	-	-
Durée	2 à 3 ans	4 à 5 ans	3 à 4 ans	4 à 5	2 à 3	5 à 20	10 à 20	-	-
Avanta ge	Répandue	Robuste	r peu élevée	-	-	Répandu	Peu entretien	-	-
Incvn	Non rechargeables					Lourde	Coût élevé	-	-

Les batteries utilisées dans les systèmes photovoltaïques sont celles au plomb et au nickel.

II-6.2-a.1) La batterie au plomb acide - Equations de réaction.

La batterie au plomb acide fut mise sur pied par Planté en 1859. Pendant la décharge, il y a oxydation à la plaque négative ou perte d'électrons et réduction à la plaque positive ou gain d'électrons. L'électrolyte dans la batterie facilite le déplacement des charges électrochimiques sous forme d'ions. Le bioxyde de plomb (PbO2) de la plaque positive et le plomb spongieux constituant la plaque négative se transforment graduellement en sulfate de plomb (PbSO4). Lorsque les plaques deviennent à peu près identiques, la tension entre elles devient nulle et le courant cesse. Le processus inverse se produit quand la batterie se recharge : le sulfate de plomb se dissout par le passage du courant et les plaques reprennent leur état initial. Les réactions chimiques suivantes décrivent le fonctionnement d'une batterie au plomb acide : [19]

Electrode Acide Electrode Charge Electrode Eau Electrode

Positive Négative Décharge Positive Négative

PbO2 + 2H2SO4 + Pb PbSO4 + 2H2O + PbSO4

A l'électrode négative: Charge

Pb + SO4- - PbSO4 + 2e^-

Décharge

A l'électrode positive: Charge

PbO2 + SO4- - + 4H⁺ + 2e^- PbSO4 + 2H2O

Décharge

II-6.2-a.2) Utilisation d'une batterie solaire au plomb. [12]

Les conditions typiques d'utilisation d'une batterie au plomb solaire sont différentes de celles d'une batterie au plomb de démarrage classique :

1- La batterie à décharge profonde ou solaire oscille lentement entre des niveaux de pleine charge et de décharge maximale admissible tandis que la batterie de démarrage est rechargée immédiatement après utilisation.

2- Les plaques (électrodes) de la batterie solaire sont plus épaisses que celles de la batterie de démarrage, et sont fabriquées dans un alliage plus dense et plus élaboré. Leurs surfaces sont aussi plus réduites, elles ne peuvent donc pas produire de forts courants instantanément.

Plaque mince : démarrage

Plaque épaisse : semi stationnaire

Plaque tubulaire : stationnaire

Figure 2.21: Type de plaques des batteries au plomb. [19]

3- En outre, les batteries de démarrage contiennent des catalyseurs destinés à accélérer les réactions. Mais ces catalyseurs accélèrent la sulfatation. La figure 2.22 présente le cyclage des batteries en fonction de la décharge.

Figure 2.22 : Nombre de cycles et limite de décharge de batterie. [12]

II-6.2-a.3) Les types de batteries au plomb. [12]

Tableau 2.6 : Type de batteries de la technologie plomb et différents usages. [12]

Technologie : Plomb		Utilisation
Types de plaques	Types d'jleI\roly\e	Décharge lente	Démarrage	Décharge profonde (50%)	Décharge profonde (80%)	Décharge complète (100%)
Plaques minces	liquide	- - -	+ + +	- - -	- - -	- - -
Plaques épaisses	liquide	+ +	+ -	350 cycles	150 cycles	- - -
Plaques épaisses	AGM	+++	++	450 cycles	275 cycles	200
Plaques épaisses	Gel	+ + +	+	650 cycles	420 cycles	350
N.B : La décharge complète (100%) est à éviter. Les cas positif				s apparaissant dans ce tableau signifient qu'en cas de 80% est tolérée sans détérioration de la batterie mais le
décharge totale de la batterie celle-ci est récupérable. La décharge à nombre de cycles s'en trouve réduit.

- Les batteries au plomb antimoine à concentration élevée ; sont celles qu'on utilise dans les automobiles.

- Les batteries au plomb antimoine à concentration faible ; la présence d'antimoine favorise la production de gaz (le gassing) à la fin de la charge.

- Les batteries au plomb calcium durent moins longtemps que les batteries à faible teneur d'antimoine. Elles nécessitent peu d'entretien.

II-6.2-b.1) La batterie au Nickel Cadmium (Ni-Cd). [19]

La batterie au nickel cadmium a été mise sur pied Jungner en 1899. Lors de sa décharge, la plaque cathodique d'oxy-hydroxyde de nickel (NiOOH) est réduite en hydroxyde de nickel (Ni(OH)2) et le cadmium de la plaque anodique est oxydé en hydroxyde de cadmium (Cd(OH)2). Entre les plaques, le courant est amené par l'électrolyte sous forme d'ions d'hydroxyle (OH-). La réaction réversible est :

Plaques Eau Charge Plaques

Positive Négative Décharge Positive Négative

2NiO(OH) + Cd + 2H2O 2Ni(OH)2 + Cd(OH)2

II-6.2-b.2) Types de batteries au Nickel. [19]

Bien qu'ils soient plus chers que les accumulateurs au plomb, les accumulateurs Ni-Cd permettent, grace à leur robustesse l'emploi d'un régulateur de charge plus simple. Malheureusement, les jours du nickel cadmium sont comptés : depuis le 1^er juillet 2006 une directive européenne interdit la commercialisation dans le grand public d'éléments d'accumulateur contenant du cadmium. Il s'agit de la directive 2002/95/CE du Parlement européen et du Conseil européen du 27 janvier 2003 relative à la limitation de l'utilisation de certaines substances dangereuses dans les équipements électriques et électroniques.

II-6.2-b.3) Accumulateur au Nickel Métal Hybride (Ni-MH). [19]

Les réactions du Ni-MH obéissent aux mêmes règles que le Ni-Cd. Son fonctionnement est basé sur les équations suivantes dont la réaction réversible est :

Charge

Ni(OH)2 + M Ni OOH + MHab

Décharge

Les différences importantes des accumulateurs Nickel sont :

- La réaction chimique de charge du Ni-Cd est endothermique; alors que celle du Ni-MH est exothermique.

- Le Ni-MH ne supporte pas la surcharge et oblige l'utilisation des chargeurs performants.

II-6.3 Caractéristiques des batteries. [19]

Les principales caractéristiques d'une batterie, sont :

- La résistance interne, provoquant sa chute de tension propre (de l'ordre de 10%) lorsqu'elle est raccordée à une charge.

- Le degré de charge (SOC : State Of Charge), exprimé en pourcentage de la pleine charge.

- La profondeur de décharge ou degré de décharge (DOD : Degree Of Discharge) est le pourcentage de la décharge de l'accumulateur.

- L'autodécharge, Elle varie avec la température, elle double tous les 10 °C).

Le tableau suivant présente le taux d'autodécharge des accumulateurs.

Tableau 2.7 : Taux d'autodécharge des accumulateurs. [12]

Technologies		Autodécharge /mois à 25°C
Plomb	Liquide	6%
	AGM	3%
	Gel	2%
Nickel Cadmium. (Ni-Cd)		20%
Nickel Métal Hybride (Ni-MH)		30%
Lithium		10%
Alcaline rechargeables		0,3%

- La capacité, qui est la quantité d'électricité que peut débiter une batterie avant que la tension à ses bornes atteigne la valeur ultime de décharge. Elle s'exprime en ampères-heures. Dans le cas des batteries solaires, on parle de la capacité de décharge sur 100 heures (C100). CAPACITE RESTITUEE : Les batteries (au plomb particulièrement) souffrent d'un problème majeur qui est la perte de capacité en fonction du courant de décharge. Ce phénomène est connu sous le nom d'effet Peukert. Chaque batterie est caractérisée par un coefficient « n » dit « coefficient de Peukert » qui entre dans la formule C_p = I eⁿ x t. La conséquence est la fourniture par le fabricant de l'accumulateur d'un faisceau de courbes décrivant la capacité restituée en fonction du courant de décharge.

Figure 2.23 : Caractéristique de décharge, batterie de 100 Ah (C10). [2]

Le tableau suivant compare les caractéristiques des batteries rechargeables :

Tableau 2.8 : Comparaison de valeurs indicatives entre les technologies constatées fin 2003.
Caractéristiques	Plomb Acide	Nickel Cadmium	Nickel Métal Hydride	Lithium Ion	Lithium Ion Polymère	Alcalines rechargeables
Symboles utilisés	Pb, SLA	Ni-Cd	Ni-MH	Li-ion	Li-po	RAM
Densité d'énergie gravimétrique	30-50 Wh/kg	45-80 Wh/kg	60-120 Wh/kg	110-160 Wh/kg	100-130 Wh/kg	80 Wh/kg
Cycles de vie Charge / décharge	200 à 300	1500	300 à 500	500 à 1000 ou 2 ans	200 à 300	10 à 50
Auto décharge par mois	5 %	20 %	30 %	10 %	10 %	0,3 %
Tension nominale	2 V	1,2 V	1,2 V	3,6 ou 3,7	3,7 V	1,5 V
Capacité nominale maximale	4.000 Ah	1.500 Ah	18 Ah	4,5Ah	1,6 Ah	-
Résistance interne	0,3 à 100 mÙ	100 à 200 mÙ	200 à 300 mÙ	150 à 250 mÙ	200 à 300 mÙ	200 à 2.000 mÙ
Stockage long	Chargé	Déchargé	Chargé	Chargé à 40%	Chargé à 40%	Chargé
Gamme de température	-20°C à 60°C	-40°C à 60°C	-20°C à 60°C	-20°C à 60°C	0°C à 60°C	0°C à 65°C
Principe de charge	Tension constante	Courant constant	Courant constant	Tension constante	Tension constante	-
Courant de charge	C/4	2 C	2 C	1 C	1C	C/3
Charge typique	2,6V 20 h	C/10 -- 14h	C/4 -- 5h	4,1 ou 4,2V -- 3h	4,2V -- 3h	1,65V 4h
Critère de fin de charge	Ic < C/100	-dV/dt	-dV/dt	Ic < 0,03 C	Ic < 0,03 C	-
Courant maximum en décharge	5 C	20 C	5 C	> 2 C	> 2 C	C/2
Courant de décharge nominal	C/5	1 C	C/2	< 1C	< 1C	C/5
Tolérance à la surcharge	Oui	Moyenne	Très faible	Nulle	Très faible	Moyenne
Sensible à l'effet mémoire	Non	Oui	Oui	Non	Non	Non
Coût moyen typique	25	50	60	100	100	5
Année de commercialisation	1850 1970 (SLA)	1950	1990	1991	1999	1992

Source : http : // www.ni-cd.net/accusphp/baba/conclusion/comparer.php

II-6.4 Description des batteries.

II-6.4 a) Tension de gazéification.

A une tension élevée lors de la charge d'une batterie, les réactions électrochimiques deviennent très rapides et donnent lieu à un dégagement de gaz à l'intérieur de la batterie : c'est la tension de gazéification. [12]

II-6.4 b) Ventilation de la salle de batterie. [2]

Il faut maintenir un degré de ventilation car une concentration d'hydrogène supérieure à 4% dans un local de batteries présente des dangers d'explosion. Le volume d'hydrogène

libéré par une batterie complètement chargée est donné par : V = 0,25 EIt. Où V : volume

d'hydrogène en litre ; E : tension ; I : courant et t : durée de la surcharge (en heure).

La ventilation des salles des batteries doit être effectuée conformément à la norme EN 50272-2 : dans des conditions normales d'utilisation, le débit d'air minimum de ventilation d'un emplacement de batteries doit être calculé au moyen de la formule suivante à température de fonctionnement n'excédant pas 40° C : Q = 0,05 x n x _Cnom x 10^-3 (m³/h).

Où n = nombre d'éléments ; Cnom = capacité nominale.

II-6.4 c) Densité spécifique de l'électrolyte.

A 25°C, quand la batterie est déchargée, la densité spécifique de l'électrolyte est dans la gamme de 1,150. Si la batterie est entièrement déchargée, l'électrolyte est essentiellement de l'eau avec une densité spécifique de 1. On mesure la densité spécifique de l'électrolyte d'une batterie ouverte grace à un densimètre ou pèse-acide : (voir figure2.24)

Figure 2.24 : densimètre ou pèse-acide [12].

II-6.5 Charge des batteries [12].

Tension nominale : Tension d'un élément chargé et au repos à 25°C : 2,1V par élément, soit 12,6V pour la traditionnelle batterie dite de 12V.

Tension d'entretien ou de floating : Tension à laquelle on peut maintenir en permanence un accumulateur pour être sùr qu'il soit chargé au moment où en a besoin : 2,25V à 2,28V par élément à 25°C.

Tension de recharge : Tension maximum à laquelle on peut charger la batterie (mais pas la laisser en permanence). 2,3V à 2,4V par élément.

Intensité de charge : Une valeur à retenir est 1/5 de la capacité nominale en 20 heures. Les constructeurs de chargeurs de batteries se réfèrent généralement à deux régimes classiques de recharge:

1- Régime de recharge standard IOU (IUU) à trois étapes.

Charge normale ; charge d'absorption ; charge de finition.

Figure 2.25-a : Régime de recharge IOU.

Figure 2.25-b : Régime de recharge IU.

2 - Régime de recharge standard IU à deux étapes : charge normale ; charge de finition.

II-6.6 Rendements d'une batterie.

Lorsqu'on recharge une batterie, la quantité d'électricité reçue est presque entièrement récupérée lors de sa décharge : son rendement ampérique est de l'ordre de 80% à 90%. Par contre, le rendement énergétique se situe entre 50% et 70% puisque la tension de la charge d'une batterie étant supérieure à celle de décharge. [1]

II-6.7 Entretien et stockage des batteries. [19]

III-6.7-1 Batterie au plomb.

Entretien et stockage des batteries au plomb.

L'accumulateur au plomb n'est pas très exigeant dans la mesure où il opère à des conditions de températures raisonnables.

- Pour le stockage d'une batterie à électrolyte liquide : A l'achat, si elle est sèche avec électrolyte dans une bouteille, la garder telle quelle.

- Pour le stockage d'une batterie à électrolyte stabilisée (AGM) : il faut la stocker chargée à 20°C et lui donner un coup de chargeur tous les six mois.

II-6.7-2 Batterie au nickel cadmium.

Entretien et stockage de batterie au nickel cadmium.

L'entretien correct de ce type de batterie passe par la qualité du chargeur, ^quiconditionne la longévité de la batterie :

- Eviter la décharge d'un élément en dessous de un volt à vide : c'est la surdécharge. - Eviter que la batterie chauffe : il est en surcharge.

La batterie au nickel cadmium doit être stockée déchargée pour une longue durée de stockage. Pour une courte durée de stockage, une batterie au Ni-Cd conserve mieux sa capacité si elle est stockée au froid (de 2 à 4 °C).

II-6.8 Choix d'une batterie.

La première étape pour choisir une batterie est de réaliser un bilan énergétique. Outre les valeurs de la capacité et de la tension, il y'a de nombreux critères à prendre en compte : le coût ; les précautions d'emploi ; la charge et la décharge ; le poids ; les appels de courant.

II-7 LES ONDULEURS. [16]

Les onduleurs sont les convertisseurs statiques continu-alternatif permettant de fabriquer une source de tension alternative à partir d'une source de tension continue, dont voici le schéma symbolique :

Figure 2.26 : Schéma de principe de l'onduleur. [16]

On distingue deux groupes d'onduleurs : les onduleurs autonomes qui déterminent euxmémes la fréquence et la forme d'onde de la tension de sortie ; et les onduleurs non autonomes ou assistés.

II-7.1 Principe de base des onduleurs de tension.

Le principe général de base de la plupart des onduleurs autonomes de tension peut être généralisé à partir de la figure ci-dessous, représentant le modèle à quatre interrupteurs d'un onduleur monophasé :

E

U

Figure 2.27 : Principe de l'onduleur autonome. [16]

A partir d'une tension continue, on obtient une tension alternative aux bornes de la charge en inversant périodiquement le branchement de la source sur la charge. Cette inversion ne peut être réalisée à des fréquences élevées que si on dispose d'interrupteurs statiques susceptibles d'être fermés et ouverts sur commande, grace aux composants suivants : transistors, thyristors, IGBT, MOSFET, GTO.

II-7.2 Commande des onduleurs.

Le circuit de commande permet à l'onduleur autonome de déterminer sa fréquence de sortie). - la commande pleine onde ou adjacente.

Figure 2.28-a : Commande adjacente. [16]

La commande pleine onde ne présente que très peu d'applications à cause des harmoniques qu'elle engendre.

- la commande décalée.

Figure 2.28-b : Commande décalée. [16]

La commande décalée permet de régler la valeur efficace de la tension de sortie et de réduire les harmoniques.

- Commande MLI (Modulation de la largeur d'impulsion).

Outre les commandes simples présentées ci-dessus, il existe un troisième type de commande des interrupteurs statiques dite commande MLI. Son avantage sur les deux précédentes : elle diminue considérablement le taux d'harmoniques à la sortie de l'onduleur.

II-8 CIRCUIT DE TRANSFORMATION DE LA LUMIERE DU SOLEIL EN ENERGIE ELECTRIQUE.

Transforme
rayons
solaires en
électricité DC

Electricité DC

Module PV

- Monocristallin

- Poly cristallin

- De feuilles et ruban - A couche mince

- Sans silicium

Régulateur de
charge solaire

- Régulateur série - Régulateur shunt - Régulateur MPPT

Batterie solaire
ou à décharge
lente.

- Au plomb
- Au nickel

Electricité DC

SOLEIL

Rayonnement solaire
U.V< <IR proches

Contrôle la charge de la batterie.

Convertit l'énergie
DC en énergie AC

Charges à courant
alternatif.

Electricité AC

ONDULEUR
DE TENSION

- A commande adjacente - A commande décalée - A commande MLI

Figure 2.29 : Circuit de transformation de l'énergie solaire en électricité.

Charges à courant
continu.

Stocke l'énergie
électrique DC sous
forme chimique.

Electricité DC

La transformation de l'énergie solaire en énergie électrique utilisable par les charges aussi bien à courant continu qu'à courant alternatif suit le circuit suivant :

CHAPITRE III : ESSAIS ET MESURES.

Les manipulations effectuées durant tout le premier trimestre de l'an 2008, afin de bien maîtriser le fonctionnement des éléments d'un système photovoltaïque, avaient pour principales hypothèses le contenu de notre revue de la littérature sur les systèmes photovoltaïques. La cour et le laboratoire d'électrotechnique de l'ENSAI - IUT de l'Université de Ngaoundéré nous ont servi de cadre de manipulation.

III-1 - a) Matériel utilisé pour les essais.

Ce matériel, fruit de la coopération franco camerounaise et propriété du laboratoire d'électrotechnique de l'IUT de Ngaoundéré, est constitué de :

- Quatre modules PV de 60 Wc fabriqués par la société Helios Technology sous la référence H750. Dimensions : Lg = 1,13m ; lg = 0,52 m ; surface utile : 0,48 m², chacun est formé de 39 cellules. La tension de sortie à vide est 21,6V et le courant de court-circuit 4,01 A. Et

- Un module de 80 Wc formé de 36 cellules fabriqué en Belgique, dimensions 1,20 m x 0,53 m et surface utile : 0,49 m². Vco = 21,62V et Icc = 4,9 A.

- Trois boites de dérivation des modules PV de 12V, 24V et 48V ; trois régulateurs de charge de batteries de 12V ;24V ;48V/20A ; Quatre batteries solaires au plomb, électrolyte AGM de 12V/160 Ah ; Un onduleur de tension 12V - 300 W - 230V-50 Hz ; Des appareils de mesures (ampèremètres, voltmètres) ; Un thermomètre d'appartement gradué de -10°C à 40°C et une boussole ; Le logiciel de simulation photovoltaïque PVSyst 4.21 (voir annexe 3).

III-1 - b) Présentation du logiciel PVSyst 4.21.

Le logiciel PVSyst 4.21 est un logiciel de simulation et de dimensionnement d'installations solaires photovoltaïques autonomes et reliés au réseau. Ce logiciel a été élaboré par l'Université de Genève (en Suisse), son concepteur est A. Mermoud.

Le logiciel PVSyst 4.21 dispose de plusieurs entrées : entrée flux solaires moyens mensuels, températures moyennes mensuels, besoins énergétiques, choix de modules PV et de leur inclinaison, choix des batteries, régulateurs de charge, onduleurs, entrée du nombre de jours d'autonomie, du taux de couverture solaire et du coüt d'investissement (achat matériel, coût d'installation du système). Les principaux résultats de la simulation sont : la puissance du

champ requis, la capacité de stockage, les caractéristiques des composants sous des conditions précises et le coût de revient du kilowattheure (kWh).

Le logiciel exploité pour obtenir nos résultats est une version d'essai (10 jours).

Le logiciel PVSyst 4.21 nous a servi de repère, car la majorité des essais effectués y ont été simulés au préalable. Et nous avons remarqué (comme présenté dans la suite de ce chapitre) que, les caractéristiques des modules PV et les positions de captages optimales du soleil obtenues par simulation, ne sont pas très différentes des mesures obtenues lors des manipulations.

III-2 ESSAIS D'UN MODULE PHOTOVOLTAIQUE III- 2.1) Estimation du rendement des modules.

1-) Le module de 60 Wc de surface utile 0,48 m² aux STC produit 60 W. Sa production aurait été sur une surface d'un mètre carré : 125 W. Le rendement de 12,5% implique une technologie de silicium poly cristalline. (Confère tableau 2.4 sur les technologies des cellules)

2-) Le module de 80 Wc de surface utile 0,49 m² produirait sur un mètre carré 163,26 W. Le rendement de 16,32% implique une technologie monocristalline.

Grâce aux algorithmes du logiciel de simulation des systèmes solaires PVSyst 4.21 nous avons obtenu l'évolution du rendement du module H750 de Helios Technology.

Rendement (%)

Rendement (%)

Température de la cellule (°C) Irradiance incidente (W/m²)

Figure 3.1-a : Rendement en fonction de l'irradiance.

Figure 3.1-b : Rendement en fonction de la température.

III- 2.2) 1er essai : Influence de la position des modules PV.

Figure 3.2 : Montage de caractérisation des modules PV.

1-) A l'aide du logiciel de simulation des systèmes photovoltaïques PVSyst 4.21 nous

avons dressé le tableau 3.1 suivant présentant les valeurs de flux solaire au mois de février
reçu par un plan horizontal ; par un plan incliné de 25° d'azimut 0° et enfin par un plan
cherchant le maximum de flux dont nous précisons l'inclinaison et l'azimut :

Tableau 3.1 : Valeurs simulées du flux solaire sur une surface horizontale ; inclinée ; et suivant le soleil.

Tps	6h	7h	8h	9h	10h	11h	12h	13h	14h	15h	16h	17h	18h	19h
Hor	0	85	360	630	850	1010	1085	1068	970	787	535	254	19	0
25°	0	109	423	701	921	1071	1140	1124	1025	850	606	311	20	0
Max		412	875	1031	1091	1110	1140	1130	1123	1080	996	770	106
(Incl		(80°	(70°	(60°	(50°	(40°	(20°	(35°	(40°	(50°	(60°	(70°	(80°
	0													0
Az)		- 75°)	-60°)	-45°)	-30°)	-15°)	0°)	+20°)	+35°)	+45°)	+50°)	+60°)	+75°)

Nous remarquons que le flux solaire reçu sur le plan horizontal est le plus faible.

2-) Le 25 mars 2008 à 14h50 à T_a = 42°C nous avons relevé les valeurs de la tension à

vide et de la puissance du module PV présentées au tableau 3.2:

Incl	0°	0°	0°	0°	20°	35°	45°	90°	- 48°	+48°	35°	45°	90°
Az	0°	- 90°	+65°	+90°	0°	0°	0°	0°	0°	- 15°	+30°	+ 50°	+65°
Voc(V)	17	17	17	17	17,1	17	16,7	14,5	16,8	16,2	17,8	17,7	17
V1(V)	10,9	10,9	10,8	10,6	10,6	9,4	7,6	1,8	6,6	4,6	11,6	11,9	9
I1(A)	2,7	2,7	2,68	2,65	2,6	2,4	1,87	0,8	1,6	1,1	2,9	3,05	2,2
P(W)	29,4	29,4	28,9	28,1	27,6	22,6	14,2	1,44	10,6	5,1	33,6	36,3	19,8

Tableau 3.2 : Influence de la position d'un module PV.

Nous observons qu'à la position (45°, +50°) le module fournit une puissance plus importante, presque similaire à celle présentée par PVSyst 4.21.

III- 2.3) 2e essai : Détermination des caractéristiques des modules.

Module A : essai à 10h20 à 30°C, le 1^er/02/2008. Charge 60 ohms -- 1.215 W. Caractéristique I-V module A. Courbe de puissance module A

Intensite (mA)

Puissance (W)

Tension (V)

Tension (V)

Figure 3.3-a : Caractéristique I-V du module A. Figure 3.3-b : Courbe de puissance du module A.

Le rapport est le facteur de forme qui vaut f = 0,78.

Module B : essai à 11h00 à 34°C, le 1^er/02/2008. Charge 60 ohms -- 1.215 W. Caractéristique I-V module B. Courbe de puissance module B

Puissance (W)

Intensite (mA)

Tension (V)

Tension (V)

Figure 3.4-a : Caractéristique I-V du module B. Figure 3.4-b : Courbe de puissance du module B.

Le rapport est le facteur de forme qui vaut f = 0,608.

Module C : essai à 12h32 à 38°C, le 1^er/02/2008. Charge 60 ohms -- 1.215 W.

Caractéristique I-V module C. Courbe de puissance module C

			Puissance (W)
Intensite (mA)

Tension (V) Tension (V)

^5 Figure 3.5-a : Caractéristique I-V du module C.

Figure 3.5-b : Courbe de puissance du module C. Page 32 sur 72

Le rapport est le facteur de forme qui vaut f = 0,596

Module D : essai à 12h12 à 35°C. Charge 60 ohms -- 1.215 W.

Caractéristique I-V module D. Courbe de puissance module D

Puissance (W)

Tension (V)

Tension (V)

Intensite (mA)

Figure 3.6-a : Caractéristique I-V du module D. Figure 3.6-b : Courbe de puissance du module D.

Le rapport est le facteur de forme qui vaut f = 0,595.

III- 2.4) 3e essai : Détermination des caractéristiques d'un champ PV

Les essais donnant les courbes de puissance suivantes ont été effectués le 25 mars l'an 2008 entre 13h et 14h30 à une température ambiante de 42°C sous un ciel peu nuageux.

3 ^2 2

Figure 3.7-a : Puissance du champ PV 12V. Figure 3.7-b : Puissance du champ PV 24V.

p 2V)

5 10 15

10 Puissnce champ

5 (24 V) 20

Figure 3.7-c : Puissance du champ PV 48V.

Les caractéristiques des modules et champ PV rejoignent l'allure générale (confère figure 2.9 sur la caractéristiques des modules). La puissance crête du champ de 12V est la moins élevée (145 W, contre 168W pour le champ de 24V et 154W pour celui de 48V).

III- 2.5) 4e essai : Estimation de l'énergie produite par un module.

1-) Nous avons introduit dans la base de données du matériel du logiciel de simulation des

systèmes photovoltaïques PVSyst 4.21 les caractéristiques de notre matériel et des flux solaires mensuels et température moyenne de Ngaoundéré, nous avons obtenu les valeurs horaires du flux solaire, les températures de cellule, le point de puissance maximale du module et la tension correspondante. Les résultats sont présentés dans le tableau 3.3 :

Tableau 3.3 : Résultats d'estimation de puissance au cours du mois de février par PVSyst 4.21.

Tps	6h	7h	8h	9h	10h	11h	12h	13h	14h	15h	16h	17h	18h	19h
Hor	0	85	360	630	850	1010	1085	1068	970	787	535	254	19	0
25°	0	109	423	701	921	1071	1140	1124	1025	850	606	311	20	0
Max	0	412	875	1031	1091	1110	1140	1130	1123	1080	996	770	106	0
Ta	20°	25°	27°	29°	31°	34°	37°	39°	40,5°	38°	35°	32°	29°	26°
TcH	20°	27°	36°	45°	52°	59°	64°	66°	65°	57°	48°	38°	30°	26°
Tc25	20°	28°	38°	46°	54°	61°	65,5°	66°	65°	59°	49°	38°	30°	26°
TcM	20°	35°	49°	55°	58°	62°	65,5°	67°	68°	65°	60°	51°	32°	26°
PmpH	0	4,1	19,6	34,3	45,6	53	55	54	49	41	28,4	13,3	0,6	0
VmpH	-	14,3	15,2	15,7	15,2	15,1	15	14,9	14,7	15	15,1	15	11,5	-
VcoH	-	18	19,2	19,6	19,7	19,3	19,2	19,1	19	19,2	19,1	18,2	15,2	-
Pmp25	0	5,4	23	38	49	55,7	58	57	52	44,2	32	16,5	0,7	0
Vmp25	-	14,7	15,3	15,2	15,1	14,7	14,5	14,2	14,3	15	15,1	15,2	11,9	-
Vco25	-	18	19,5	19,8	19,7	19,5	19,2	19,2	19,1	19,1	19,2	19	15,2	-
PmpM	0	22,7	47,6	55	57,5	57,5	58	57	56	55	52	41	5,2	0
VmpM	-	15,6	15,2	15,2	15,1	14,7	14,5	14,3	14,4	14,2	14,7	15,1	14,1	-
VcoM	-	19,6	19,9	19,8	19,8	19,4	19,1	19,1	19,1	19,1	19,5	19,5	18	-

Du tableau 3.3 présentant nos résultats, nous avons à l'aide d'Excel de Microsoft dressé les courbes d'évolution de la puissance pour nos trois cas.

Heures de la journée.

Heures de la journée.

Figure 3.8-a : Evolution puissance simulée module horizontale.

0

Figure 3.8-b : Evolution puissance simulée module incliné à 25°

Heures de la journée.

Figure 3.8-c : Evolution puissance simulée module suivant le soleil

2-) Du 04 au 06 février par un ciel clair, nous avons à différentes positions relevé et

calculé les valeurs consignées dans le tableau 3.4 suivant :

Tableau 3.4 : Résultats de mesure de puissances des modules.

Tps	6/i	7/i	8/i	9/i	10/i	11/i	12/i	13/i	14/i	15/i	16/i	17/i	18/i	19/i
Ta	22°	25,5°	28°	30°	32°	35°	37°	39°	38°	36°	33°	31,5°	27°	26°
Pmp10	0	9	24,5	33	36,5	41	44	43,6	37	34	26,5	11	2	0
Vmp10	-	13,6	14,8	14,5	15	14,5	14,4	14,3	14,5	14,8	15	15	9	-
Vco10	-	17,3	19,4	19,9	19,9	19,5	19,3	18,8	18,6	18,9	19	18,5	15	-
Pmp25	0	14	26	35	39	42	46	46	40,5	36	28	16	4	0
Vmp25	-	14	14,7	15	15,3	14,5	14,8	14,6	14,7	15	15,2	14,9	10	-
Vco25	-	18	19,7	20	20,1	19,8	19,5	19	18,7	19	19,2	18,9	17	-

Le tableau ci dessus présente à différentes heures de la journée : la puissance maximale fournie par le module, la tension correspondant à la puissance maximale et la tension en circuit ouvert. Ce tableau donne la courbe d'évolution de la puissance de nos modules dans deux cas :

Heures de la journée. Heures de la journée.

Figure 3.9-a : Evolution de la puissance mesurée 0 d'un module inclinée à 10°

Figure 3.9-b : Evolution de la puissance mesurée d'un module inclinée à 25°

En faisant une estimation journalière de l'électricité produite au mois de février dans la ville de Ngaoundéré par une approximation du calcul de la surface délimitée par l'axe des abscisses et la courbe de puissance (une parabole), on obtient pour :

- Un module PV incliné à 10° et d'azimut 0°, E = 44x12 - ?1,22 x²dx E = 528 -- [1,22 x 1/3 (6³-(-6)³]; soit E = 352 Wh en une journée.

- Un module PV incliné à 25° et d'azimut 0°, E = 46x12 - ?1,278 x²dx E = 552 -- [1,278 x 1/3 (6³-(-6)³]; soit E = 368 Wh en une journée.

On observe qu'à une inclinaison de 25°, on produit 5% plus d'énergie qu'à 10° durant le mois de février dans la ville de Ngaoundéré. Les courbes de puissances estimées et mesurées ont la même allure. Les points de puissance maximale sont presque identiques.

III- 2.6) 5e essai : Estimation des pertes dues aux boites de dérivation.

Conditions d'essai : L'essai a été réalisé le 14/02/2008 dans l'enceinte de l'ENSAI - IUT entre 9h et 15h30. La température extérieure était de 35 °C. Le ciel était clair. Le générateur est chargé par un rhéostat de 8,5 ohms -- 2.170 W (courant maximale 16 A).

Dans un premier temps, le générateur est constitué des 04 modules montés en parallèle, grâce à une boite de dérivation SRB04ES12. Nous avons à l'aide des appareils de mesure dressé le tableau 3.5 suivant :

Tableau 3.5 : Mesures de SRB04ES 12.

Module A	Module B	Module C	Module D	Sortie	Pin(W)	Pout(W)	Rendement
17,6V-1,22A	16,92V-0.08A	17,06V-0,24A	16,9V-0,08A	16,3V- 1,6A	28,27	26,08	92,25%
17,5V-1,33A	15,84V-0,22A	16,82V-0,35A	16,74V-0,2A	16V- 2A	35,99	32,00	89,00%
17V-1,60A	16,5V-0,52A	16,92V-0,46A	16,6V-0,42A	15,4V- 2,9A	50,55	44,60	88,35%
15,94V-1,8A	15,44V-1,2A	16V-1A	15,7V-0,92	13,9V- 4,9A	77,67	68,11	87,73%
14,27V-2,1A	14,15V-1,85A	14,75V-1,7A	14,4V-1,51A	12,2V- 7,3A	103,0	89	86,40%
13,28V-2,6A	13,24V-2A	13,75V-2,1A	13,4V-2,2A	11,2V- 9A	123	101	81,30%

Ensuite les quatre modules PV sont montés en série parallèle, grâce à une boite de dérivation SRB04ES24 avec le tableau 3.6 de mesures suivant :

0 0

Figure 3.10 :
Montage de charge de
batterie.

Tableau 3.6 : Mesures de SRB04ES24.

Module A	Module B	Module C	Module D	Sortie	Pin(W)	Pout(W)	Rendement
15,03V-1,75A	17,12V-1,7A	15,78V-1,2A	15,96V-1,2A	29,7V-3A	93,5	89,1	95,3%
14,11V-2,2A	16,5V-2,1A	15,05V-1,7A	15,04V-1,7A	27,6V-4A	116,86	110,4	94,47%
12,6V-2,5A	14,2V-2,4A	13,2V-2,2A	13,5V-2,2A	24V-4,75A	124,32	114	91,7%

Enfin, à l'aide de la boite de dérivation SRB04ES48, les quatre modules ont été montés en série et on a obtenu le tableau 3.7 de mesures suivant :

Tableau 3.7: Mesures de SRB04ES48.

Module A	Module B	Module C	Module D	Sortie	Pin(W)	Pout(W)	Rendement
18,13V-0,91A	16,28V-0,91A	16V-0,91A	16,4V-0,91A	65V-0,91A	60,79	59,15	97,30%
17,28V- 1,5A	15,35V-1,5A	15,16V-1,5A	15,63V-1,5A	61V-1.5A	95,13	91,50	96,20%
16,55V-2A	14,54V-2A	14,36V-2A	14,78V-2A	57V- 2A	120,46	114	94,63%
14,5V-2,6A	13V-2,6A	12,73V-2,6A	13,29V-2,6A	50V-2,6A	139,15	130	93,42%

On remarque que les pertes dues à la boite de dérivation sont croissantes en fonction de la puissance fournie par le champ PV et leur rendement est meilleur lorsque les tensions de sortie sont élevées.

III-3 ESSAI D'UNE BATTERIE SOLAIRE.

III-3.1) Essai : charge d'une batterie.

Pour cet essai, nous avons réalisé le montage de la figure 3.10 comportant :

Une batterie étanche ST 19-150 ACD au plomb de capacité 0 -- 166 Ah pour un temps de décharge de 20 heures et C10 - 159 Ah pour un temps de décharge de 10 heures et pesant 52,5 kg chacune. On remarque que la capacité d'une batterie est plus importante lorsque le temps de décharge est long.

III-3.1-a) Tableau de mesures. Du 17 et 18 mars 2008. T_a= 33° à 42° C.

Tableau 3.8 : Relèves de mesures de charge batterie.

Temps	VA1 (TO	IA (A)	VB1 (TO	IB (A)	VC1 (TO	IC (A)	VD1 (TO	ID (A)	VS (TO	V1 (TO	V2 (TO	V3 (TO	ICH (A)	.6V (TO	Perte (WO
12h05										-	-	11,35	0,0	-	-
12h15										-	11,68	11,63	5,5	-	-
12h25										12,30	11,68	11,63	5,0	0,62	3,10
12h37										12,52	11,75	11,64	4,5	0,77	3,47
12h41										12,58	11,77	11,67	6,0	0,81	4,86
12h50										12,65	11,78	11,69	6,5	0,87	5,65
13h02									14,12	12,65	11,84	11,75	6,5	0,81	5,26
13h21									14,10	12,71	11,94	11,85	6,4	0,77	4,93
13h30										12,65	11,98	11,90	6,0	0,67	4,02
13h48										12,70	12,01	11,92	6,1	0,69	4,21
14h07										12,66	12,02	11,95	5,6	0,64	3,58
14h25									13,80	12,64	12,03	11,95	5,5	0,61	3,35
14h40	15,54	2,30	15,43	1,35	15,39	1,40	15,44	0,80	13,75	12,63	12,04	11,96	5,4	0,59	3,20
14h44	15,75	2,2	15,58	1,30	15,70	1,30	15,38	0,80	13,95	12,73	12,08	12	5,6	0,65	3,64
15h06	15,62	2,1	15,28	0,9	16,36	1,4	-		13,86	12,68	12,08	12	5,4	0,60	3,24
15h20	15,72	1,8	15,55	1,2	15,45	1,3	15,51	1,2	13,98	12,77	12,15	12,07	5,5	0,62	3,41
15h50	15,68	1,7	15,58	1,2	15,20	1,3	15,54	1,1	14	12,85	12,18	12,10	5,4	0,67	3,62
16h05	15,41	1,5	15,48	1,2	15,10	1,3	15,38	1	13,88	12,81	12,18	12,11	5,0	0,63	3,15
09h58	12,83	0	13,14	0	12,83	0	13,20	0	12,33	12,09	11,92	11,91	1,0	0,17	0,17
10h10	13,01	0,25	13,17	0,45	13,02	0,3	13,12	0,5	12,51	12,21	11,96	11,94	1,5	0,25	0,38
10h20	13,97	0,3	14,35	0,6	13,98	0,3	14,57	2,0	13,30	12,57	12,05	12	3,1	0,52	1,61
10h35	14,48	0,3	15,47	1,7	14,47	0,3	14,96	1,7	13,71	12,76	12,16	12,10	4,1	0,60	2,46
10h47	14,76	0,6	15,37	1,5	14,70	0,6	15,08	1,8	13,83	12,87	12,21	12,14	4,5	0,66	2,97
11h00	15,02	1	15,80	1,1	15,67	1,6	15,35	1,4	14,11	12,91	12,26	12,19	5	0,65	3,25
11h07	16,18	2,2	15,98	1	15,86	1,4	15,63	1,2	14,37	13,08	12,30	12,22	5,8	0,78	4,52
11h17	16,28	2,2	15,94	1,1	15,84	1,4	15,60	1,3	14,36	13,07	12,32	12,24	6	0,75	4,50
11h26	16,36	2,2	16	1,1	15,90	1,4	15,70	1,2	14,49	13,12	12,35	12,27	6	0,77	4,62
11h42	16,24	2,2	15,91	1,1	15,78	1,3	15,59	1,2	14,37	13,10	12,36	12,28	5,8	0,74	4,30
12h11	16,40	2,3	16,07	1,2	16	1,3	15,75	1,2	14,48	13,12	12,38	12,30	6	0,84	5,04

III-3.1-b) Pertes dues au régulateur de charge des batteries.

Les deux dernières colonnes du tableau ci-dessus présentent les chutes de tensions et les pertes de puissances dues au régulateur. Ces pertes sont proportionnelles au courant de charge de la batterie.

III-3.1-c) Comparaison des tensions.

Vs > V1 sauf en circuit ouvert où ils sont égaux. Dès qu'un courant circule à travers le cable, on observe une chute de tension à ses bornes de l'ordre de AV = 0,200xI.=V_s -- V1

Bien qu'elle croit avec le courant, la différence entre les tensions V2 et V3 est assez faible.

III-3.1-d) Calcul des puissances et rendement du montage photovoltaïque.

Le 17 mars l'an 2008 à 15h00 à T_a = 38^° C.

Pchamp = (15,75x2,2)+(15,58x1,3)+(15,70x1,3)+(15,38x0,8) = 89,61 W ; Pbatterie = 12 x 5,6 = 67,2 W. Le montage a un rendement de 67,2 / 89,61= 0,75.

Le 18 mars l'an 2008 à 10h10 à T_a = 29^° C.

Pchamp = (13,01x0,25)+(13,17x0,45)+(13,12x0,5)+(13,02x0,3) = 19,63W

Pbatterie = 11,94x1,5 = 17,91 W. Le montage a un rendement de 17,91 / 19,63 = 0,91.

Le 18 mars l'an 2008 à 12h10 à T_a = 35^° C.

Pchamp = (16,4x2,3)+(16,07x1,2)+(16x1,3)+(15,75x1,2) = 96,71 W

Pbatterie = 12,3 x 6 = 73,8 W. Le montage a un rendement de 73,8 / 96,71 = 0,76.

III-3.1-e) Courbes d'évolution de V3 et ICH.

temps (min)

Tension (V)

Courant (A)

Figure 3.11-a : Evolution de la tension de charge d'une batterie.

Figure 3.11-a :
Evolution du
courant de charge
d'une batterie.

temps (min)

- Le rendement d'une installation solaire photovoltaïque est meilleur, lorsque la température ambiante est moins élevée. (Confère section II-3.3-2 b sur l'influence de la température sur les cellules photovoltaïques).

- Les courbes de courant et de tension de charge d'une batterie ont l'allure des régimes classiques de recharge des batteries. (Confère section II-6.5 sur la charge des batteries)

III-3.2) Essai : utilisation d'un moteur à courant continu à aimants permanents. Tableau de mesure. Heure : 11h40, Azimut : 0°, T_a = 35°C.

Tableau 3.9 : Relèves des mesures d'un moteur à courant continu.

MODULES				Boite de dérivation		Moteur
Nom	Incl	Voc	Vcharge	Entrée	Sortie	Tension	Courant
A	15°	18,72	17,83	17,80	16,75	16,65	1,05
	0°	18,72	17,72	17,70	16,90	16,80	1,03
B	15°	17,20	15,96	15,90	15,17	15,10	1,10
	0°	17,20	16,10	16,02	15,28	15,20	1,07
C	20°	17,00	15,99	15,90	15,09	15,00	1,05
	0°	17,00	15,95	15,85	15,17	15,10	1,02
D	15°	16,83	15,80	15,60	14,90	14,75	1,00
	0°	16,90	15,90	14,70	15,07	14,80	0,93
BATTERIE 12 V				-	-	12,60	0,90

- Lorsqu'il était alimenté par un module, le moteur avait une tension élevée, appelait un plus grand courant et tournait à une grande vitesse.

- Lorsqu'il était alimenté par une batterie de 12V, le moteur fonctionne à des valeurs inférieures de tension et de courant. En plus sa vitesse de rotation observée était moins rapide.

III- 4 ESSAI D'UN ONDULEUR DE TENSION.

L'onduleur de notre essai, de caractéristique GP 12-300 a une puissance de 300 W et convertit _12VDC en 230VAC.

Figure 3.12 :
Montage de l'utilisation d'une
charge à courant alternatif.

III- 4.1-a) Tableau de mesures. Du 13/03/2008.

Tableau 3.10 : Relèves des mesures de l'utilisation d'un onduleur.

Temps	V1	V2	I1 (A)	PDC	V3	V4	I2 (A)	PAC
9h30	12,72	12,70	0,44	5,58	0	0	0	0	0%
9h31	12,68	12,53	1,00	12,53	230	230	0,02	4,60	36,7%
9h40	12,60	12,15	4,50	54,67	230	230	--	-	^-
9h50	12,48	11,9	6,00	71,40	230	230	0,23	52,90	74,1%
10h00	12,46	11,82	6,20	73,28	230	230	0,24	55,20	75,3%
10h15	12,45	11,75	6,70	78,72	230	230	0,26	59,80	75,9%
10h30	12,44	11,75	6,70	78,72	230	230	0,26	59,80	75,9%
10h45	12,44	11,75	6,65	78,14	230	230	0,25	57,50	73,6%
11h00	12,42	11,73	6,70	78,60	230	230	0,26	59,80	76,1%
11h25	12,40	11,70	6,70	78,40	230	230	0,26	59,80	76,3%
11h45	12,39	11,65	6,80	79,22	230	230	0,26	59,80	75,5%
12h00	12,35	11,64	6,80	79,15	230	230	0,26	59,80	75,6%
12h20	12,35	11,61	6,80	78,95	230	230	0,26	59,80	75,7%
12h30	12,33	11,60	6,83	79,23	230	230	0,26	59,80	75,5%
12h45	12,32	11,59	6,82	79,04	230	230	0,26	59,80	75,7%
13h00	12,30	11,57	6,90	79,83	230	230	0,26	59,80	74,9%
13h15	12,30	11,58	6,90	79,90	230	230	0,26	59,80	74,8%
13h50	12,27	11,58	6,90	79,90	230	230	0,26	59,80	74,8%
14h10	12,26	11,50	6,90	79,35	230	230	0,24	55,20	69,6%
14h30	12,22	11,48	6,70	76,91	230	230	0,23	52,90	68,8%
14h45	12,21	11,45	6,94	79,46	230	230	0,26	59,80	75,3%
15h10	12,20	11,44	6,80	77,80	230	230	0,26	59,80	76,9%
15h30	12,17	11,43	6,80	77,73	230	230	0,26	59,80	76,9%
16h00	12,15	11,40	6,80	77,72	230	230	0,27	62,10	80,1%
16h15	12,12	11,34	7,00	79,38	230	230	0,27	62,10	78,2%
16h30	12,10	11,33	7,00	79,31	230	230	0,27	62,10	78,3%
Départ compteur : 276,83kWh Arrivée compteur : 277,36kWh
Energie consommée : 530 Wh
Fin de la manipulation du 13 mars l'an 2008

III- 4.1-b) 8LMER IdRDWaliKIdeI)1 et de I1.

Courant (A) Tension (V)
		Temps (min)
	0

Figure 3.13-a :
Evolution de la
tension de la
batterie en
décharge.

Figure 3.13-b :
Evolution du
courant de la

batterie en

décharge.

Temps (min)

OBSERVATION : En dehors de l'instant où la batterie se met à débiter du courant avec une chute de tension de 0,2 volt, on observe une chute de tension aux bornes de la batterie de 0,4 volt après sept (7) heures de fonctionnement : la batterie débite du courant à tension presque constante.

III- 4.2-a) Tableau de mesures. Du 14/03/2008.

Tableau 3.11 : Relèves des mesures de décharge batteries.

Temps	V1	V2	I1	PDC	V3	V4	I2	PAC
09h27	12,30	12,27	0,45	5,52	230	230	0	0	0%
09h30	12,05	11,05	14,36	158,68	230	229	0,60	138,0	87,0%
09h40	12,00	11,00	14,60	160,60	230	229	0,60	138,0	86,0%
09h43	12,00	10,90	15,53	169,30	230	228	0,64	147,2	86,8%
09h47	11,99	10,84	16,10	174,52	230	226	0,66	151,8	86,9%
09h50	11,95	10,75	16,60	178,45	230	225	0,68	156,4	87,7%
09h55	11,93	10,60	17,05	180,73	230	224	0,70	161,0	89,1%
L'onduleur cesse de convertir : V2 = 10,6V proche de 10,5V tension de coupure basse de l'onduleur.

III- 4.2-b) 8LoXrEes PERDWILXWPdEP91 et de I1.

temps (min)

temps (min)

Courant (A)

Tension (V)

Figure 3.14-a :
Evolution de la
tension de la
batterie en
décharge.

Figure 3.13-b :
Evolution du
courant de la

batterie en

décharge.

OBSERVATION : La chute de tension aux bornes de la batterie est de 0,2 volts au bout seulement de 30 minutes de fonctionnement. La batterie débite du courant à tension presque constante.

Les câbles de connexion qui permettaient la lecture du courant coté continu ont eu un effet néfaste lors de notre essai : ils occasionnaient une chute de tension importante (plus d'un volt) qui entraîne une coupure de protection tension basse de l'onduleur, plus tôt.

III- 4.3-a) Tableau de mesures. Du 14/03/2008, après retrait des câbles prolongateurs permettant la mesure du courant coté courant continu.

Tableau 3.12 : Relèves des mesures de décharge batterie.

Temps	V1	V2	I1	PDC	V3	V4	I2	PAC
10h10	12,25	12,25	-	-	0	0	0	0	^-
10h12	12,25	12,24	-	-	230	230	0	0	^-
10h15	11,95	11,75	-	-	230	229	0,60	138,0	^-
10h18	11,90	11,60	-	-	230	229	0,60	138,0	^-
10h20	11,89	11,48	-	-	230	229	0,62	142,6	^-
10h25	11,87	11,47	-	-	230	229	0,62	142,6	^-
10h30	11,86	11,45	-	-	230	229	0,62	142,6	^-
10h40	11,83	11,42	-	-	230	229	0,62	142,6	^-
10h50	11,80	11,38	-	-	230	229	0,62	142,6	_-
11h00	11,77	11,35	-	-	230	229	0,62	142,6	_-
11h10	11,76	11,33	-	-	230	228	0,64	147,2	_-
11h20	11,73	11,30	-	-	230	228	0,64	147,2	_-
11h30	11,70	11,26	-	-	230	228	0,64	147,2	_-
11h40	11,67	11,25	-	-	230	228	0,64	147,2	^-
11h50	11,65	11,23	-	-	230	226	0,66	151,8	^-
12h00	11,63	11,18	-	-	230	226	0,66	151,8	^-
12h10	11,60	11,15	-	-	230	226	0,66	151,8	^-
12h20	11,56	11,10	-	-	230	226	0,66	151,8	-
Départ compteur : 277,36kWh Arrivée compteur : 277,66kWh
Energie consommée : 300 Wh

III- 4.3-b) 8LIWILER DdAMlWINCDdID 1.

Figure 3.15 :
Evolution de la
tension de la

batterie en

décharge.

Tension (V)

temps (min)

OBSERVATION : La chute de tension aux bornes de la batterie, de 0,4 volt en 130 minutes de fonctionnement, est plus rapide lorsque l'appel de courant est important.

III-4.3-c) Courbe de rendement de l'onduleur.

Rendement

Figure 3.16 : Rendement de l'onduleur.

Courant débité par la batterie (A).

III- 4.4 Détermination du rendement d'une batterie solaire.

Les rendements de l'énergie et la capacité restituées par la batterie avant d'atteindre sa tension basse d'utilisation sont comparés ci dessous :

Tableau 3.13 : Rendements d'une batterie.

	Manip 1	Manip 2	Manip 3	Total	disponible
Capacité	7A x 7h	15,5A x 2,5h	15,6 A x 3 h	135 Ah	150 Ah	0,90
Energie	530 Wh	300 Wh	420 Wh	1.250 Wh	150Ah x 12V	0,694

Le rendement ampérique est meilleur que le rendement énergétique (Confère section II-6.6 sur les rendements d'une batterie);

Le rendement ampérique est peu influencé par le courant de décharge de la batterie, pourtant le rendement énergétique en est fortement influencé : à capacité presque égale, l'énergie débitée mesurée est moins important lorsque le courant de décharge est important.

COMMENTAIRES : La chute de tension aux bornes de la batterie est d'autant plus rapide

5 10 15 20

que le courant débité est important.

L'onduleur convertit l'énergie avec un meilleur rendement lorsque la charge en sortie appelle un grand courant : il est de 78% à 7ampères et vaut 90% à 17 ampères.

On remarque lors de cet essai que l'énergie fournie par la batterie est plus importante lorsque l'appel de courant est réduit.

III- 5) Essai : influence des câbles.

III-5.1 Câbles reliant les modules à la boite de dérivation.

Les câbles que nous utilisons ont une section de 2,5 mm² et une longueur de 5 mètres

Figure 3.17 : Montage pour pertes dues aux câbles.

A différents instants lors de la charge d'une batterie, nous avons effectué des mesures : - Tableau de mesures :

Tableau 3.14 : Relèves des mesures des pertes dues aux câbles.

VA1	VB1	VC1	VD1	IA	IB	IC	ID	VA2	VB2	V	VD2	LVA	LVB	LVC	LVD
15,57	15,49	15,39	15,46	2,3	1,35	1,4	0,8	15,42	15,40	15,32	15,40	0,15	0,09	0,09	0,06
15,75	15,58	15,71	15,38	2,2	1,3	1,3	0,8	15,60	15,50	15,63	15,31	0,15	0,08	0,08	0,07
15,64	15,28	15,70	15,28	2,1	0,9	1,4		15,53	15,23	15,61	-	0,12	0,05	0,09	-
15,69	15,55	15,45	15,51	1,8	1,2	1,3	1,1	15,60	15,46	15,38	15,40	0,09	0,09	0,08	0,10

On n'observe aucun instant où la chute de tension occasionnée entre le module PV et

A

la boite de dérivation n'est nulle. Elle croit avec l'augmentation du courant dans le cable.

VA2

-

III-5.2 Câbles reliant la boite de dérivation au régulateur de charge -

VB1 VB2

Du régulateur de charge aux batteries.

N

?c aci N) cp -, _

Ce câble est une canalisation de 26 mètres, soit 52 mètres de fil de section 2x 2,5 mm²

+ IC

A

ayant une résistance de 200 mOhm à Ta = 28°C. A différents instants pendant la charge d'une batterie nous avons effectué les mesures suivantes :

Figure 3.18 : Montage pour pertes dues aux câbles.

- Tableau de mesures :

Tableau 3.15 : Relèves des mesures des pertes dues aux câbles.

I\3 I

VS

	V1	V2	V3	ICH	LVcable	LV2	Perte (W)
-	-	-	11,35	0,0	-		-
-	-	11,68	11,63	5,5	-	0,05	-
-	12,30	11,68	11,65	5,0	-	0,03	-
-	12,52	11,75	11,64	4,5	-	0,11	-
-	12,58	11,77	11,67	6,0	-	0,10	-
-	12,65	11,78	11,69	6,5	-	0,09	-
14,12	12,65	11,84	11,75	6,5	1,47	0,09	9,55
14,10	12,71	11,94	11,85	6,4	1,39	0,09	8,90
-	12,65	11,98	11,90	6,0	-	0,08	-
-	12,70	12,01	11,92	6,1	-	0,09	-
-	12,66	12,02	11,95	5,6	-	0,07	-
13,80	12,64	12,03	11,95	5,5	1,16	0,08	6,38
13,75	12,63	12,04	11,96	5,4	1,12	0,08	6,05
13,95	12,73	12,08	12,00	5,6	1,22	0,08	6,83
13,86	12,68	12,08	12,00	5,4	1,18	0,08	6,37
13,98	12,77	12,15	12,07	5,5	1,21	0,08	6,65
14,00	12,85	12,18	12,10	5,4	1,15	0,08	6,21
13,88	12,81	12,18	12,11	5,0	1,07	0,07	5,35
12,33	12,09	11,92	11,91	1,0	0,24	0,01	0,24
12,51	12,21	11,96	11,94	1,5	0,30	0,02	0,45
13,30	12,57	12,05	12,00	3,1	0,73	0,05	2,26
13,71	12,76	12,16	12,10	4,1	0,95	0,06	3,90
13,83	12,87	12,21	12,14	4,5	0,96	0,07	4,32
14,11	12,91	12,26	12,19	5,0	1,20	0,07	6,00
14,37	13,08	12,30	12,22	5,8	1,29	0,08	7,50
14,36	13,07	12,32	12,24	6,0	1,29	0,08	7,74
14,49 A	13,12 +	12,35	12,27	6,0	1,37	0,08	8,22
14,37	13,10	12,36	12,28	5,8	1,27	0,08	7,36
14,48	V1 13,12	12,38	12,30	6,0	1,36	0,08	8,16

OBSERVATIONS :

La chute de tension dans le cable atteint plus d'un volt lorsque le courant est élevé.

- +

Le câble reliant le régulateur aux batteries ayant une section de 4mm² et faisant un demimètre de canalisation, les chutes de tensions mesurées sont toujours en dessous de 0,1 volt.

La dernière colonne représente la perte de puissance occasionnée par le câble reliant la boite de dérivation au régulateur de charge, et est proportionnelle à la chute de tension.

Lors de la charge d'une batterie, plus la chute de tension due au cable élève la tension de fonctionnement des modules PV. Cette élévation de tension réduit le courant débité (voir caractéristique I-V des modules PV) ainsi que la puissance fournie par le module PV (voir tableau 4.3 sur le modèle de production de l'énergie).

CHAPITRE IV : PRINCIPAUX RESULTATS.

IV- 1) Implantation des modules photovoltaïques à Ngaoundéré.

La ville de Ngaoundéré repérée sur une mappemonde s'étend entre le 7^e au 8^e degré latitude Nord et le 13^e au 14^e degré longitude Est. Etant au dessus de l'équateur, elle se trouve dans l'hémisphère Nord. Les modules PV utilisés à Ngaoundéré devront être orientés plein Sud, le Sud vrai, qu'on détermine à l'aide d'une boussole en tenant compte de la déclinaison de la terre par rapport au Nord magnétique (indiquée par la boussole) de la journée dont la valeur en degrés, est donnée par l'équation de Cooper [6] :

Où n est le numéro du jour de l'année (c.-à-d. n =1 pour le 1^er janvier, n = 32

pour le 1^er février, etc.). La déclinaison varie entre -23,45° le 21 décembre et +23,45° le 21 juin et vaut 0° le 21 mars et le 20 septembre.

Angle dededinaison (en °)

Numéro du jour de l'année

Figure 4.1 : Déclinaison magnétique de la terre.

Les simulations effectuées avec le logiciel PVSyst 4.21 donne 20° d'inclinaison à l'azimut 0° comme position fixe de captage optimal en une journée du mois de février. Nous avons constaté après nos essais et mesures que cette position est 25° d'inclinaison à l'azimut 0°. Le tableau suivant présente pour les autres mois de l'année les positions fixes de captage optimal

eclinason de a terre par rapport au Nord magnétique en 2008

dans la ville de Ngaoundéré :

Tableau 4.1 : Positions fixes de captage optimal au cours de l'année à Ngaoundéré.

Jan

Fév.

Mars

Avr

Mai

Jun

Jul.

Août

Sept

Oct.

Nov.

Déc.

Incl

35°

20° -

17° -

15° -

4° -

3° -

2°

5°

7°

22°

34°

40°

TP

25°

25°

10°

5°

0°

0°

Az

0°

0°

0°

0°

0°

0°

0°

0°

0°

0°

0°

0°

Et au mois de février les positions auxquelles au cours d'une journée on a le captage optimal, obtenues par simulation avec le logiciel PVSyst 4.21 et que nous avons vérifiées sont celles présentées dans le tableau suivant :

Tableau 4.2 : Positions de captage optimal au cours d'une journée du mois de février.

Tps

7h

8h

9h

10h

11h

12h

13h

14h

15h

16h

17h

18h

19h

Incl

80^°

70^°

60^°

50^°

40^°

20^°

35^°

40^°

50^°

60^°

70^°

80^°

-

TP

50°

45°

35°

25°

30°

36°

45°

65°

Az

-75^°

-60^°

-45^°

-30^°

-15^°

0^°

+ 20^°

+35^°

+45^°

+50^°

+60^°

+ 75^°

--

TP

-50

- 35°

-10°

0°

+25°

+30°

+50°

+50

IV-2) Modèle de production de l'électricité par un module PV à Ngaoundéré.

Nous proposons une modélisation de la production de l'électricité durant une journée du mois de février au site de l'ENSAI - IUT de l'université de Ngaoundéré d'un module photovoltaïque à l'inclinaison optimale (25°) et azimut 0° comme suit :

Pente K1		Pente K2

Figure 4.2 : Modèle de puissance d'un module PV.

Tableau 4.3: Modèle de production moyenne d'un module PV à 25° en une journée du mois de février.

	7h	8h	9h	10h	11h	12h	13h	14h	15h	16h	17h	18h
Pmp(W)	14	26	35	39	42	46	46	40,5	36	28	16	4
Vmp(V)	14	14,7	15	15,3	14,7	14,8	14,6	14,7	15	15,2	14,9	10
Voc(V)	18	19,7	20	20,1	19,8	19,5	19	18,7	19	19,2	18,9	17
K1(W/V)	+1	+1,8	+2,4	+2,6	+2,9	+3,1	+3,15	+2,8	+2,4	+1,9	+ 1,1	+ 0,4
K2(W/V)	-3,5	-5,2	-- 7	-- 8,2	-8,24	-9,8	-10,5	^-10	-9	- 7	- 4	-0,6
Rcharge entrée	14	8,31	6,43	6	5,15	4,76	4,63	5,33	6,25	8,25	13,87	25

Où K1 et K2 représentent la quantité d'énergie non exploitée par volt lorsque le module PV ne se trouve à sa tension Vmp correspondant à la production de puissance maximale.

REMARQUES : A aucun moment la valeur de la tension _Vmp à laquelle le module produit le maximum de sa puissance n'est celle spécifiée par le fabricant : 17,3V.

A chaque moment, un module PV est caractérisé par un point _(Vmp - _Imp) où l'on peut extraire le maximum de sa puissance. Toute charge dont la caractéristique ne rencontre pas exactement ce point maximum oblige le module à fonctionner de sorte qu'il ne fournisse pas la puissance maximale. La dernière ligne du tableau 4.3 donne la valeur résistive de la charge d'entrée à laquelle le module se trouve au point _(Vmp - Imp) ; des charges importantes peuvent être utilisées de 9h à 16h.

IV-3) Choix d'un module PV. [17]

Pour choisir un module photovoltaïque, on tiendra compte non seulement de la puissance nominale exprimée en watt crête (Wc), et aussi des points suivants:

- De la température nominale d'utilisation des cellules (NOCT : Nominal Operating Cell Température) indique la température de surface du module dans les conditions d'essai normalisées suivantes: 800 W/m², rayonnement solaire de type AM 1,5 ; vitesse du vent 1 m/s, température ambiante 20 °C.

- Le module PV doit être certifié selon la norme IEC 61215 pour les modules cristallins ou IEC 61646 pour les modules à couche mince ; et sur le plan de la sécurité, satisfaire aux exigences de la classe de protection II (SKL II).

IV-4) Dimensionnement des câbles et fusibles pour une exploitation optimale de l'électricité solaire à Ngaoundéré.

IV- 4.1) Raisons du calcul de la section des câbles et fusibles.

Prenons comme élément de comparaison l'éclairage d'une douche située à vingt-cinq mètres des habitations principales par une ampoule de 20 watts. Pour une canalisation électrique de vingt cinq mètres, on a cinquante mètres de longueur de fil. Si la section est de 1,5 mm², le cable aura une résistance totale de 15,15x50/1.000 soit 0,76i

1-) Avec une source alternative conventionnelle de 220V, l'intensité de courant est 20 W/220 V, soit 91 mA et vaut lors d'un court circuit 220V / 0,76Ù soit 289 A ; même un fusible de 16A fondrait, protégeant ainsi l'installation.

2-) Par contre une source continue de 12 V (batterie solaire) débitera 20W / 12V, donc 1,67 A. Lors d'un court circuit le courant débité vaudra 12V/0,76Ù, soit 15,78 A : donc un fusible de 16 A ne sera d'aucune utilité.

On peut aussi relever dans ce second cas de figure, que la section du câble (1,5 mm²) de résistance 0,76Ù occasionnera une chute de tension de 0,76Ù x 1,67A = 1,27 V représentant 1,27x100/12 = 10,57% de chute de tension : supérieure à la tolérance admissible (3%) prescrit par Electricité de France (EDF); et une perte joule de 1,27V x 1,67 A= 2,12 watts.

Considérant un câble de 6 mm², pour les cas de figures sus analysés, on aura résistance du cable 3,85 x 50/1.000 soit 0,20 Ù. En fonctionnement normal, l'appel en courant sera pratiquement le même que pour un câble de 1,5 mm². Mais lors d'un court circuit, la source alternative débitera 220V / 0,20 Ù = 1.100 A et la source continue 12V / 0,20 Ù = 60 A : qui peut alors justifier l'emploi dans chaque cas d'un fusible de méme taille.

Notons enfin que la chute de tension devient 0,20 Ù x 1,67 A = 0,33 V représentant 0,33 x 100/12 = 2,78% admissible. Et des pertes joules de 0,33V x 1,67 A = 0,55 watt.

Tableau 4.4 : Influence des sections en électricité PV et conventionnelle.

Section	Source	Inominal	Icourt circuit	Fusible	LU	Perte (W)
1,5 mm^2	220 V AC	0,091 A	289 A	16 A	0,032%	0,0063
	12 V DC	1,67 A	15,78 A	16A	10,6%	2,12
6 mm^2	220 V AC	0,091 A	1.100A	16 A	0,008%	0,0016
	12 V DC	1,67 A	60 A	16 A	2,78%	0,55

IV-4.2) Dimensionnement de la section des câbles.

Lors des essais d'un générateur photovoltaïque que la tension _Vmp à laquelle on extrait d'un module le maximum de sa puissance au cours d'une journée variait de 14 à 15 V.

Lors des essais sur l'influence des cables, que les chutes de tension occasionnées par les câbles élevaient la tension de fonctionnement des modules à des valeurs comprises entre 16 et 17 V : ce qui réduit le rendement des modules PV.

EDF (Electricité de France) donne une norme en installation photovoltaïque selon laquelle : la section et la longueur du câble doivent être calculées de sorte que la chute maximale de tension entre les modules photovoltaïques et la batterie soit environ 3% de la tension nominale lors du fonctionnement de l'installation [12]. Soient 0,36V pour Un=12V,

- La distance ou longueur de fil :									(équation 4.3)
- L'intensité de courant à transporter :										(équation 4.4)
- Le pourcentage de la chute de tension :											(équation 4.5)
- La tension nominale du module PV :					(équation 4.6)

0,72 pour Un = 24V et 1,44 V pour Un = 48V.

S S x _L

L'équivalence entre la résistance du câble recommandée et effective

1 1

, nous a conduit à dimensionner la section du câble par la formule :

(équation 4.1)

Où S est la section du câble (en m²) ; la résistivité du matériau employé (voir annexe 4) ; L, longueur du

I 2

S S x

1

fil utilisé (en metre) qui vaut 2 fois la distance sur laquelle on veut transporter l'énergie ; I l'intensité de courant maximale à transporter (en A), k la chute de tension tolérable (en % de U_n) ; U_n la tension nominale des modules PV.

Pour certaines applications dans la ville de Ngaoundéré dont la tension est inférieure au _Vmp) des modules, on peut admettre des chutes de tension en ligne qui additionnées à cette tension amènera le module à fonctionner au Vmp. Par contre pour la charge des batteries au k

S S x

plomb qui se termine à 14,5V, les chutes de tension sont intolérables. Ainsi la section de câble
qu'il aurait fallu (en considérant la boite de dérivation et le régulateur idéal) sera :

et vaut S = 30,1x10^-6m² pour une canalisation en cuivre de 25 mètres à 20°C avec une chute de tension tolérée à 3%.

IV-4.3) Paramètres influençant le dimensionnement des câbles.

Les principaux paramètres influençant le dimensionnement des câbles pour une application photovoltaïque sont regroupés dans l'équation 4.1 et sont :

- La nature du matériau : (équation 4.2)

Inclinaison : 5° mai, juin, juillet, août.

IV -5) Utilisation des batteries et onduleurs.

Une batterie solaire a un bon rendement énergétique lorsque la charge à sa sortie fait un appel de courant qui une fraction infime de sa capacité. Une utilisation économique d'une batterie solaire devrait être faite de sorte que le courant appelé prévoit un temps de décharge d'au moins 20 heures.

La puissance de la charge à la sortie d'un onduleur de tension doit être sensiblement (tout en restant inférieure) à la puissance nominale de cet onduleur. Afin que ce dernier convertisse avec le meilleur rendement l'énergie électrique continu des batteries en énergie à courant alternatif.

IV-6) Conception de supports de modules PV à Ngaoundéré.

Le tableau 4.1, présentant les positions de captage optimal du rayonnement solaire par mois au cours d'une année dans la ville de Ngaoundéré, nous a conduit à concevoir un modèle de support à multiples positions de captage. Ce modèle de support de modules PV permettra chaque mois d'optimiser le captage du rayonnement solaire, donc la production de l'énergie électrique solaire.

Sud

Nord

Module PV

Inclinaison : 35° novembre,

décembre, janvier

Inclinaison : 25° février, mars et octobre.

Inclinaison : 10° avril et septembre.

Figure 4.3 : Support à positions multiples de modules PV pour la ville de Ngaoundéré.

CHAPITRE V : DIMENSIONNEMENT DE L'INSTALLATION SOLAIRE

PHOTOVOLTAÏQUE.

Une installation photovoltaïque solaire peut être :

- Raccordé ou pas à un réseau électrique, on parle d'installation « connectée au réseau » et « non connectée au réseau » ou hors réseau, autonome ou en site isolé.

- Avec ou sans appoint, l'appoint correspond à un dispositif qui permet de compléter l'apport en puissance et en énergie électrique du générateur PV lorsque ce dernier n'en fournit pas suffisamment. Eg : Un groupe électrogène.

- Avec ou sans stockage, le stockage correspond à la conservation de l'énergie produite par le générateur PV pour une utilisation ultérieure.

Le dimensionnement est l'art de calculer la puissance des modules solaires à mettre en place pour effectuer une tâche précise en un lieu, de calculer la capacité des batteries à mettre en place et des caractéristiques des convertisseurs à utiliser pour satisfaire les besoins en énergie électrique.

Le taux de couverture solaire est une donnée d'appréciation des installations solaires, elle représente la probabilité que l'installation ne puisse pas assurer l'alimentation électrique et est aussi appelée probabilité de panne électrique (LOLP - Loss of Load Probability). On distingue ainsi les installations critiques et non critiques : [10]

- Une installation critique devra avoir un taux de disponibilité de ses besoins énergétiques supérieur à 99 %. C'est à dire avoir une probabilité d'être alimenté plus de 99 % du temps. Eg : Une borne d'appel d'urgence.

- Une installation non critique tolérera un taux de disponibilité de 90 à 95 %.

V-1) Dimensionnement manuel de la société NOVA DIFFUSION.

Le dimensionnement d'une installation solaire autonome avec stockage et sans appoint d'énergie se fait en quatre grandes étapes : [3]

1- Estimation des besoins énergétiques.

L'énergie à produire à la société NOVA DIFFUSION selon ses besoins présentés au tableau 1.3 est 20.640 Wh/jour.

2- Estimation de l'ensoleilement.

Pour être certain de disposer d'énergie en toute saison, les calculs sont faits dans les conditions d'ensoleillement les moins favorables de la période d'utilisation. En observant le tableau d'ensoleillement de la ville de Ngaoundéré (tableau 2.3), les conditions défavorables vont de juillet à septembre et l'ensoleillement minimal vaut 4,66 kWh/m².

3- Estimation de la capacité de stockage.

Les batteries à usage solaire à électrolyte AGM autorisent une décharge maximale de 80% : une batterie de 100 Ah fournit une capacité maximale de 80 Ah. Pour une autonomie de deux (02) jours, la batterie de 12V à installer et ayant un rendement de 0,75 aura une capacité de C = (2x20.640)/(12x 0,8x0,75) soit C = 5.733 Ah .

4- Estimation du champ photovoltaïque requis.

Les pertes sont inhérentes à tout processus de conversion d'énergie. Les systèmes photovoltaïques doivent fournir toute l'énergie y compris celle qui est perdue. Ces pertes ont plusieurs origines :

- Pertes par accumulation de poussière sur les modules ;

- Pertes dues à l'échauffement et à la variation de l'éclairement des modules ;

- Pertes (chutes de tension) dans le câblage et les équipements de conditionnement de l'énergie (boite de dérivation, régulateur).

- Pertes dues aux batteries.

Lors de nos essais, le rapport d'énergie effectivement utilisée par rapport à celle produite par le champ PV était de l'ordre de 0,78 ;

Le champ requis a une puissance P = 20.640/[4,66 x (1 - 0,22)] soit 5.537 Wc ou 93 modules de 60 Wc (modèle H750 de Helios Technology) de configuration série parallèle 1 x 9 3.

V-2) Optimisation du dimensionnement de la société NOVA DIFFUSION.

Le générateur photovoltaïque déterminé manuellement : 12 V/ 5.733 Ah/ 5,54 kWc/ 61 m2 n'est qu'un pré dimensionnement, il sera réévalué en tenant compte en plus du facteur coût des composants, des paramètres tels :

- degré d'autonomie moindre afin de diminuer la capacité des batteries ;

- diminution du générateur en utilisant un système d'appoint lors des périodes de faible ensoleillement ;

- contrainte du taux de couverture solaire ;

Et surtout de la contrainte à faire fonctionner le générateur PV sur le point où il délivre le maximum de sa puissance à chaque instant.

Compte tenu de la complexité de prévision des conditions météorologiques et des performances des composants de l'installation solaire PV, des méthodes informatiques ont été mises au point : ces méthodes de dimensionnement fournissent directement une installation optimisée, c'est-à-dire la plus petite installation en modules et en batteries qui répond aux exigences du taux de couverture solaire voulu et à la profondeur de décharge maximale admissible par les batteries et respectant le fonctionnement des éventuels onduleurs du générateur photovoltaïque. [15] On peut citer des logiciels comme PVSyst, PVDésign, etc.

V-2.1) Optimisation du dimensionnement sur toute l'année.

L'optimisation du dimensionnement de l'installation de la société NOVA DIFFUSION a été effectuée avec le logiciel de dimensionnement de systèmes et d'installations solaires photovoltaïque PVSyst 4.21

Le générateur optimisé sur toute l'année, incliné de 11° a les caractéristiques suivantes : 12V/ 3.750 Ah / 5.160 Wc/ 50,5 m².

V-2.2) Optimisation du dimensionnement durant la période la plus ensoleillée (novembre, décembre, janvier, février, mars).

Le générateur optimisé sur les mois les plus ensoleillés, incliné de 30° a les caractéristiques suivantes : 12V/ 2.250 Ah / 4.320 Wc/ 42,3 m². Il ne fournit à l'utilisateur que 6.037 kWh par an soit 1.500 kWh de moins (besoins annuels 7.540 kWh).

Une comparaison des méthodes utilisées pour effectuer le dimensionnement du générateur photovoltaïque de la société NOVA DIFFUSION est faite dans le tableau suivant :

Tableau 5.1 : Résultats de type de dimensionnement de générateur PV.

Dimensionnement	Puissance	Production	Surface	Capacité	Autonomie	Vmp Imp
Manuel	5.540 Wc	>7.534kWh/an	61,0 m^2	5.733 Ah	2 jours	15 -333
Optimisé annuel	5.160 Wc	7.588 kWh/an	50,5 m^2	3.750 Ah	2 jours	15 -309
Optimisé période	4.320 Wc	6.037 kWh/an	42,3 m^2	2.250 Ah	2 jours	15 -259

V-3) Dimensionnement de la section des câbles et fusibles.

V-3.1) Dimensionnement de la section des câbles.

Le dimensionnement des câbles, avec une canalisation en cuivre de dix (10) mètres

pour la salle de conditionnement se fera en se référant à l'équation 4.1 de

la section IV-4.2 du chapitre principaux résultats. On détermine que s'il faut transporter l'énergie du dimensionnement manuel dans un seul cable sur une canalisation de dix (10) mètres, la section serait 330 mm². La section IV-4.3 du chapitre principaux résultats traitant des paramètres influençant le dimensionnement d'un cable nous permet de déterminer la

section des dimensionnements optimisés : Sur l'année entière

S2 = 296 mm² et la période la plus ensoleillée S2 = 248 mm².

V-3.2) Dimensionnement des fusibles.

L'aspect le plus intéressant d'un fusible est de pouvoir se couper lorsque la valeur du courant le traversant augmente au delà de la valeur limite qu'il peut supporter. Même en cas de court-circuit d'une installation photovoltaïque, le fusible peut s'avérer être trop grand si le courant est limité par la résistance des cables de transport. C'est pourquoi le dimensionnement des fusibles d'une installation photovoltaïque débute par le calcul de la résistance des cables

de transport de l'électricité. A l'aide de la formule on calcule la résistance et

on détermine les résultats suivants :

Tableau 5.2 : Protections de type de dimensionnement de générateur PV.

Dimensionnement	Puissance	Scâble	Rcâble	Icc (A)	Fusible
Manuel	5.540 Wc	330 mm^2	1,05 mOhm	11.430	462 A
Optimisé annuel	5.160 Wc	296 mm^2	1,17 mOhm	10.256	430 A
Optimisé période	4.320 Wc	248 mm^2	1,40 mOhm	8.572	360 A

V-3.3) Mise à la terre de l'installation de la société NOVA DIFFUSION

La mise à la terre d'une installation photovoltaïque bien que n'étant pas nécessaire à son fonctionnement, est indispensable pour sa protection contre les coups de foudre. Ses éléments ou kit de mise à terre dérivent la plus grande partie de l'énergie reçue sur le cadre, vers la terre, évitant ainsi que cette énergie indésirable, ne se propage au travers de l'installation [15]. L'endroit où on enfonce le piquet de terre doit donc avoir une résistance la plus faible possible (inférieure à 25 Ohms selon la norme canadienne d'électricité). On peut même enfoncer plus profondément ce piquet pour davantage réduire la résistance de la terre. La fiabilité d'une installation solaire photovoltaïque est liée à sa bonne mise à la terre.

CHAPITRE VI : ANALYSE ECONOMIQUE.

L'analyse économique d'un système de production d'énergie permet de dégager deux types d'information : les coüts actualisés du système et les coüts annuels qu'il engendre.

Dans nos calculs, le choix de la durée de vie économique est lié au fait que la durée de vie estimée des modules photovoltaïques est de 20 ans.

Les autres paramètres importants à considérer lors d'une analyse économique sont les taux d'intérêt permettant de financer les systèmes et les taux d'actualisation de la valeur future des différents coûts. [2] Mais nous présenterons les coûts de nos différents systèmes hors taxes (H.T).

VI - 1 Analyse économique de l'installation solaire.

VI - 1.1) Coût initial de l'installation solaire.

Le coüt initial d'une installation solaire prend en compte le coüt d'achat du matériel nécessaire à sa mise en marche et celui de son installation.

VI - 1.2) Exploitation et maintenance.

a-) Exploitation de la ressource solaire.

Le Soleil n'est pas éternel : actuellement (l'an 2007) âgé de 4,6 milliards d'années, des études démontrent qu'il lui reste environ 5 milliards d'années ; mais à l'échelle de la vie humaine, son énergie est gratuite et inépuisable (voir annexe 1). [4]

b-) Coût de maintenance des composants.

Les composants d'une installation photovoltaïque sont immobiles et nécessitent donc peu d'entretien. Le coüt de maintenance d'installations de l'ordre du kilo watt crete (1.000 Wc) est évalué annuellement à près de 1% de l'investissement initial. [6]

c-) Coût de remplacement des composants.

Le projet ayant une durée de vie de 20 ans, nous inclurons les coûts de remplacement d'équipement ayant une durée de vie inférieure.

Les prix utilisés dans nos évaluations économiques sont : ceux de la société SOLECTRIQUE CAMEROUN (voir annexe 8) ; ceux de référence du manuel RETScreen que nous avons majorés de 20% et ceux obtenus à l'agence AES - SONEL.

Evaluation économique de l'installation photovoltaïque de la société NOVA DIFFUSION.
Tableau 6.1 : Analyse économique 1.

N°	Désignation	Quantité	Durée	P.unitaire (F.CFA)	P.total (F.CFA)
1	Modules PV	5,16 kWc	20 ans	4.225 /Wc	21.801.000
	Support modules	50,2 m^2	>20ans	-	-
	Boite de dérivation	22 4 entrées	-	-	-
2	Batteries solaires AGM 12V/ 200 Ah	19	7 ans	200/Wh	9.120.000
	Régulateur de charge/décharge	11 régulateurs de 12V/35 A	-	320.000	3.520.000
3	Onduleur	01 (1.500 W)	20 ans	1.100.000	1.100.000
4	Câblage (RO2V) (11x 25mètres)	S = 25mm^2	20 ans	2.000/m	550.000
5	Fusibles 50A Fusibles 32 A Fusibles 20A	19 11 22	- - -	- -	- -
	Kit de mise à la teie	01	>20 ans	25.000	25.000
	Disjoncteur	-	-	-	-
6	INSTALLATION			960 /Wc	4.953.600
7	INVESTISSEMENT INITIAL				37.091.000
FINANCEMENT : TVA INVESTISSEMENT				0%	0%
8	Maintenance : 1% Investissement initial			370.910/an	7.418.200
9	Coût de remplacement équipements (batteries).			9.120.000	18.240.000
10	COUT TOTAL (INVESTISSEMENT NET)				67.702.800
11	Energie solaire fournie (en kWh)			7.588/an	151.760
12	Coüt de l'énergie solaire (F.CFA/kWh)				446 F/kWh

Les technologies d'énergies propres, regroupent les mesures d'efficacité énergétique et les technologies d'énergies renouvelables. Les « mesures d'efficacité énergétique » font référence à des méthodes et moyens mis en oeuvre afin de réduire la consommation d'énergie. Un planificateur de projet devrait commencer par mettre en place les mesures d'efficacité énergétique rentables, puis considérer les technologies d'énergies renouvelables. [6] En réduisant la quantité d'énergie à fournir, les mesures d'efficacité permettent d'utiliser un système d'énergie renouvelable plus petit.

Par exemple, si la société NOVA DIFFUSION remplace les ordinateurs fixes ou de bureaux par des ordinateurs portables, et installe des lampes économiques qui sont des

mesures d'efficacité énergétique. Ses nouveaux besoins seront réduits presque au quart (5.640 Wh/jour au lieu de 20.640 Wh/jour).

Tableau 6.2 : Besoins de NOVA DIFFUSION avec efficacité énergétique.

Appareil/ Charge	Quantité	Type	Tension	Puissance Nominale (W)	Nombre maximal d'heures d'utilisation journalière	Consommation électrique Journalière en Wh/j
						CC	CA
Ordinateur	05	AC	230	25	12		1.500
Lampe	05	AC	230	20	7		700
Téléviseur	01	AC	230	70	15		1.050
Gate wave	05	CC	12	12	15	900	3.250
						900+3.250/0,90
TOTAL				60 + 295		4.512
Prévision (0,25)		4.512x 1,25				5.640 Wh/jour

Et un dimensionnement manuel, le générateur photovoltaïque requis 12V/ 1.512 Wc/ 1.953Ah/ 15,7 m².

Evaluation économique de l'installation photovoltaïque de la société NOVA DIFFUSION.
Tableau 6.3 : Analyse économique 2.

N°		Désignation	Quantité	Durée		P.unitaire		P.total
1		Modules PV	1,38 kWc	20 ans		4.225/Wc		5.830.500
		Support modules	11.5m^2	>20ans
		Boite de dérivation	06 4 entrées	-
2		Batteries solaires AGM 12V/200 Ah	07	7 ans		200 F/Wh		3.360.000
		Régulateur de charge/décharge	03 régulateurs de 12V/35 A	-		320.000		960.000
3		Onduleur 400 W/ 12V - 230 V -- 50 hz	01	20 ans		500.000		500.000
4		Câblage (RO2V) (3x25 mètres)	S = 25mm^2	20 ans		2.000 F/m		150.000
5		Fusible 50A Fusible 32A Fusible 20 A	07 03 06	- - -
		Kits de mise à la terre	01	>20 ans		25.000		25.000
		Disjoncteur	-	-
6		INSTALLATION				960/Wc		1.324.800
7		INVESTISSEMENT INITIAL						11.007.500
Financement : TVA investissement						0%		0%
8	Maintenance : 1% Investissement initial				110.075/an		2.201.500
9	Coût de remplacement équipements (batteries).				3.360.000		6.720.000
10	COUT TOTAL (INVESTISSEMENT NET)						21.253.800
11	Energie solaire fournie (en kWh)				2.184/an		43.680
12	Coût de l'énergie solaire (F.CFA/kWh)						487 F/kWh

VI - 2) COMPARAISON.

Le tableau suivant présente pour un besoin de 5,64 kWh/jour/ 400W/ 220V - 50Hz, deux solutions de fourniture d'électricité exploitées sur une durée de vingt ans.

Tableau 6.4 : Comparaison de coüts d'un générateur PV et d'un abonnement AES SONEL.

	Générateur photovoltaïque.				AES SONEL (110mètres).
INVES TISSE MENT INITIAL		Coût (F.CFA)	P1	P2		Coût (F.CFA)	P1	P2
	Matériel	11.007.500	51,8%	89,7%	Abonnement	20.000	1,4%	7%
	Remplacement	6.720.000	31,6%		Matériel + Installation	180.000	5,6%
	Installation	1.324.800	6,30%
COUTS ENGENDRES	Exploitation	0	0,00%	10,3%	Exploitation	140.000/an 2.800.000	93%	93%
	Maintenance	110.075/an 2.201.500	10,3%		Maintenance	0	0%
COUT TOTAL	21.253.800		100%		3.000.000		100%

On note que les coûts engendrés par le générateur PV sont de 20% inférieurs à ceux du réseau AES SONEL ; et que le coût de revient du générateur PV est plus de sept fois celui du réseau AES SONEL. Une installation photovoltaïque sera d'autant plus rentable que le réseau électrique est éloigné et que les besoins d'énergie sont faibles [6] : donc de coût d'investissement initial faible. Si les progrès scientifiques apportent des solutions permettant la réduction sensible du coût des composants photovoltaïques : réduire le coût d'investissement initial, les installations PV auront un important intérét sur le plan financier.

VI - 3) Maintenance d'une installation photovoltaïque.

Une installation photovoltaïque bien dimensionnée ne peut fonctionner pendant au moins vingt ans que si elle est bien maintenue. On distingue ainsi deux types de maintenances :

- - La maintenance préventive, qui a pour objectif d'éviter que l'installation tombe en panne. Pour y arriver, on effectue régulièrement un suivi et un contrôle rigoureux de chacun des composants de l'installation.

- La maintenance corrective consiste à remettre en état de marche une installation en panne.

DANGERS DU COURANT CONTINU DE L'INSTALLATION PHOTOVOLTAIQUE.

Entre deux conducteurs à polarisation opposée se forme un champ électrique. Si la distance est assez petite, l'air s'ionise par l'augmentation du champ : dans le cas du courant alternatif, l'inversion du champ à 50 Hz provoque chaque fois son annulation. Par contre en continu, l'ionisation ne baisse pas et le risque d'apparition d'un arc électrique est élevé.

-Ii=1=:Maintenance préventive de l'installation solaire.

111111111111 : Actions de maintenance. [3]

	mimiumnumum	mnimmniiii
1	NETTOYAGE HEBDOMADAIRE DES MODULES PV.	Utiliser un chiffon propre et mouillé.
		Ne pas utiliser de détergents grenus.
2	PREVENTION DE L'OMBRE.	Enlever les arbustes autour du générateur.
		Installer les modules sur la toiture.
3	INSPECTION DES COMPOSANTS.	Vérifier l'état de toutes les connexions visibles et de l'installation.
		Une fois par semaine vérifier l'état des câbles.
4		Pour les supports de modules PV à multiples positions, ajuster l'inclinaison en fonction de la période de l'année.

La perte «IAM» est due aux effets d'incidence lorsque le rayonnement n'est pas perpendiculaire au module PV.

VI - 3.2) Cahier d'entretien de l'installation solaire. [3]

Site : S^té NOVA DIFFUSION (Ngaoundéré 7,35°N) Fonction : Installation hors réseau

Pays : CAMEROUN Opérateur :
Installation établie le : 31 mars l'an 2008 Etablie par : FEUDJIO Emmanuel Patrick

Contrôle visuel :

Inscrire : BON ou MAUVAIS, si MAUVAIS noter dans OBSERVATIONS

Ciel : clair nuageux couvert pluie

Aspect général :

Champ PV : nombre de modules: Configuration S-P :

Câbles, module et boite de dérivation : Régulateur de charge :

Batteries : Onduleur :

Disjoncteur : Fusibles et mise à la terre :

Mesures des rendements :
Faire trois mesures à une demi-heure d'intervalle.

1 2 3

Heure :

Température ambiante (°C) :

Température des cellules (°C) :

Tension de sortie champ PV :

Courant sortie champ PV :

Tension de la batterie :

Tension entrée onduleur :

Courant entrée onduleur :

Tension sortie onduleur :

Courant sortie onduleur :

Contrôle technique :

Implantation champ PV : Orientation Inclinaison Azimut

Connexion câbles : BON MAUVAIS

Résistance des câbles : Régulateur en état de marche

Densité de l'électrolyte de la batterie (si batterie au plomb et ouverte)
Observations :

Pièce(s) ou composant(s) remplacé(s) :

VI - 4) Installation de la société NOVA DIFFUSION.

Le 31 mars de l'an 2008 nous avons dans le cadre pratique de notre thème, participé à l'installation du générateur de la société NOVA DIFFUSION.

Une bonne implantation du module PV, avec un support fixe se fait à la position assurant la production optimale d'énergie électrique le long de l'année, (position obtenue par

simulation avec le logiciel PVSyst 4.21) qui est Inclinaison 10° - azimut 0°. Nous avons à
l'aide d'une boussole retrouvé l'axe Nord - Sud magnétique et apporté la correction

permettant de retrouver l'azimut 0°, par l'équation de Cooper ^oüce 31mars, n le numéro correspondant au jour de l'année était n = 31 + 29 + 31 soit 91, la

déclinaison valait + 4°. Comme la déclinaison était positive, nous avions prévu effectué une légère orientation du module PV vers l'Ouest. Malencontreusement, le mur de la maison sur lequel on devrait fixer le support ne permettait pas de respecter cette orientation plein Sud. Nous avons alors implanté le module dans la position permise par le mur, mais cette fois en l'inclinant très faiblement, près de 3° pour assurer l'écoulement des eaux de pluie : puisque de nos essais, il ressortait que la production d'un module PV horizontal n'est pas influencée par la valeur de l'azimut (voir tableau 3.2 sur l'influence de l'implantation d'un module PV).

Le reste de l'installation à été effectué en respectant les dimensions des cables les règles de bases de l'électricité et conformément à la norme NF C 15-100, tel que nous le résumons :

Tableau 6.6 : Récapitulatif des caractéristiques techniques de l'installation photovoltaïque.

Champ PV		Câbles		Régulateur		Batteries		Onduleur^1
		segment	L et S
Puis	240 Wc	Mod Rég	20m 25^2	Impulsion	30 Hz	Capacité	200 Ah	Puis	432 W
Tens	12 V	Rég Bat	4m - 16^2	Tension	12/24 V	Tension	12 V	Tens	12 V
Pente	3°	Bat Ond	2m -8,5^2	Courant	30 A	Durée charge	12 à 16 heures		0,9
Energie fournie	1000 Wh/jour					Energie max stockée	2.400 Wh	Sortie	230V 50Hertz
						énergétique	0,75
						Autonomie maximale^2	4h à 450 W
		Caractéristique du parc de batteries qui sans préjudice ferait fonctionner en régime optimal un onduleur de 1.500 watts				Capacité	700 Ah	Puis	1.500
						Tens	12 V	Tens	12 V
						Charge	50 à 70h		0,9
						Energie	8.400 Wh	Sortie	230 V

1 Caractéristiques de l'onduleur qui assurerait une longue durée de vie aux batteries de 200 Ah.

2 Autonomie maximale, lorsque la batterie est déchargée à 100% (situation à éviter : s'arrêter à 70% soit 2h48min).

L'installation effectuée à la société NOVA DIFFUSION est identifiée et présentée par le tableau suivant :

Tableau 6.7 : Identification de l'installation PV de la société NOVA DIFFUSION.

Nom du projet			PROJET NOVA DIFFUSION photovoltaïque
Site (localisé par GPS)		Ngaoundéré (carrefour tissu) Latitude : ___ Longitude : ____
Fonction			Installation photovoltaïque hors réseau
Date de mise en service			Le 31 mars l'an 2008
Champ PV	Puis installée		240 watts crête (Wc)
	Tension max		19,4 volts
	Puissan max		14V*12,5A = 175W
Modules PV	Puissance		80 watts crête
	Marque		SHARP
	Type		NE-80E2EA
	Configuration	Série :	1 module Parallèle : 3 modules
Régulateur	Puissance max		360 watts en 12 volt / 720 watts en 24 volts
	Type		PR3030- 12V/24V (30 ampères 12 ou 24 volts)
	Marque		STECA
Batteries	Tension		12 V
	Capacité		2 x 100 Ah
	Type		60038MF (batterie au plomb calcium)
	Marque		New Earth
Onduleur 1 + Chargeur batterie	Puissance		1.500 watts - 3.000 watts à crete
	Tension DC		12 V (10V à 15 V)
	Tension AC		220 V - 240 V 50/60 Hz - monophasé
	Onde		Modified sine wave
	Entrée AC		160 V - 270 V 50 Hz
	Sortie DC		12 V 5 A
	Marque		paco^TM ; PIC- 1.500
Onduleur 2	Puissance		1.200 watts - 2.400 watts à crete
	Tension DC		12 V
	Tension AC		220 V -- 240 V 50/60 Hz - monophasé
	Onde		---
	Marque		---

Trois mois après l'installation (avril, mai, juin où la moyenne d'ensoleillement mensuel est de 5,4 kWh/m²), le compteur d'énergie intégré au régulateur de charge installé à la société NOVA DIFFUSION, qui mesure l'énergie électrique solaire produite par le champ de modules PV installé affichait 4800 Ah sous 13,5V donc une énergie produite de 64800 Wh, soit une production journalière de 712 Wh. Cette production moyenne journalière est inférieure à celle de 1000 Wh que nous avions estimée et peut se justifier par le fait que la période pendant laquelle la mesure a été faite n'est pas la plus favorable à la production de l'électricité solaire (voir tableau 2.3 de l'ensoleillement à Ngaoundéré).

Enfin nous présentons le schéma de l'installation du générateur photovoltaïque de la société NOVA DIFFUSION.

Paratonnerre

D

3 x Fuses 5A

Champ PV (12 V):

3 x 80 Wc = 240 Wc

Fuse 30 A

K3

Charges continu
(lampes,etc.)

K1

Fuse 30 A

K2

BATTERIES
2 x 100 Ah/12V

Onduleur
2

Charge

Fuse 60A

Chargeur
de
batteries
PR3030

Onduleur 1
+ chargeur
batteries

Charge

Figure 6.1 : Schéma électrique de l'installation photovoltaïque de
la société NOVA DIFFUSION.

VI - 5) Enjeux d'un projet d'installation photovoltaïque.

Un projet photovoltaïque est rentable dans les applications hors réseau ayant de faibles besoins d'énergie, telles : relais de télécommunication, pompage d'eau. Dans les sites éloignés ou difficiles d'accès, dont les frais de déplacement sont importants et augmentent le coüt d'exploitation des solutions de production autonome d'électricité (groupes électrogènes), un système PV qui charge des batteries dès que le soleil brille est une solution avantageuse. A l'échelle planétaire, on vit une crise énergétique. L'Agence Internationale de l'Energie (AIE) a prévu que la demande mondiale d'énergie aura triplé en l'an 2050 (AIE, 2003). Plusieurs études faites par Kenneth Deffeyes, professeur à l'Université de Princeton (2006) ; Fredrik Robelius, de l'Université d'Uppsala en Suède (2007) montrent que la production de pétrole a atteint un pic au niveau de 84,5 millions de barils/jour : le pétrole ne peut plus compenser l'augmentation des besoins en énergie. Les prévisions indiquent également une baisse de la production entre 2008 et 2018. On assiste ainsi à travers le monde à la recherche de la ou des sources d'énergie qui combleront ces besoins non satisfaits. On a alors recours aux énergies non renouvelables et les énergies renouvelables ou propres dont l'utilisation présente n'affecte d'aucune façon sa disponibilité future.

A Ngaoundéré, on ne ressent pas encore vraiment cette crise d'énergie, mais nourrit de la sagesse du vieux proverbe qui dit (( Un homme averti en vaut deux » et du dicton populaire « N'attend pas la pluie pour couvrir ta maison », nous trouvons intéressant et très important que la maîtrise de l'énergie solaire soit une volonté forte et présente de la population et des pouvoirs publics de Ngaoundéré. Cette ville reçoit du soleil chaque année 2.065 kWh/m² d'énergie : Si cette énergie est totalement convertie en électricité, il suffirait d'une surface d'un mètre carré de module photovoltaïque pour satisfaire durant vingt (20) mois les besoins d'une famille estimés mensuellement à 100 kWh.

Un enjeu important est la possibilité qu'à un générateur PV de stocker de l'énergie électrique grâce aux batteries. De nombreux petits ménages nécessitant des puissances inférieures à 500 VA, souscrivent à un abonnement d'AES SONEL pour une puissance minimale de 1.100 VA (220V - 5 A). Ce qui occasionne pour ladite entreprise dans le cadre des estimations de sa puissance installée, à quasiment doubler celle nécessaire à ces ménages. L'électricité à courant alternatif ne pouvant être stockée, AES SONEL épuise ses réserves d'eau pour assurer une puissance électrique qui n'est pas efficacement utilisée.

	Coût prévu
	Coût réel

CONCLUSION GENERALE :

Au terme de ce travail, où nous avons essentiellement traité de la transformation directe de la ressource solaire en électricité, dans le souci d'être à mesure de résoudre les problèmes d'indisponibilité d'énergie et de contribuer à la formation des techniciens photovoltaïciens, il ressort qu'il est possible que la solution au problème d'indisponibilité d'énergie puisse être apportée sur le plan technique, notamment par :

- une bonne implantation des modules PV (orientation, inclinaison) ;

- un choix judicieux des organes de conditionnement d'énergie (régulateurs, onduleurs) ; - la qualité, le nombre de batteries et surtout leur mode d'utilisation ;

- la section, la longueur et le matériau des câbles de raccord ;

- l'installation des organes de commande et de protection (interrupteur, fusibles, disjoncteur, kit de mise à la terre) et respect du plan de maintenance ;

Les principales limites à cette possibilité étant le coüt d'investissement initial et l'espace occupé par les différents composants (modules PV, batteries, etc.).

Nous avons aussi exploités les résultats de nos travaux pour :

- La mise sur pied d'une fiche de travaux pratiques portant sur l'exploitation de l'énergie photovoltaïque (voir annexe 9) dont les thèmes sont :

Identification des organes d'un générateur photovoltaïque ;

Production de l'énergie photovoltaïque ;

Utilisation de l'énergie photovoltaïque pour une charge à courant continu et pour une charge à courant alternatif.

- L'installation d'un générateur photovoltaïque à la société NOVA DIFFUSION (annexe 5).

PERSPECTIVES.

L'évolution des coüts des générateurs PV augure d'un avenir radieux de la technologie d'énergie propre photovoltaïque.

Figure C.1 : Evolution du coût des générateurs PV. [2]

Les systèmes photovoltaïques autonomes ont induit des améliorations de rendement dans tous les appareils développés pour ce marché (radios, téléviseurs, ventilateurs, pompes solaires). Les lampes représentent les principaux consommateurs des systèmes autonomes. Le tableau ci-dessous donne les valeurs de flux lumineux et de rendement des meilleurs tubes.

Source : Manuel PVSyst de cours photovoltaïque.

Tableau C.1 : Flux lumineux et rendement de lampes. [2]

En perspective :

- Nous établirons des mesures d'efficacités énergétiques propres à la ville de Ngaoundéré ;

- Après un grand nombre de séances de travaux pratiques avec un matériel adéquat, nous pourrons développer un logiciel de dimensionnement des systèmes photovoltaïques.

- Faire l'installation photovoltaïque de la société NOVA DIFFUSION sous la tension nominale de 24 V.

BIBLIOGRAPHIE.

[1] Théodore Wildi, Electrotechnique 2, édition ESKA, presses de l'Université de Laval, 1991.

[2] Manuel PVSyst de cours photovoltaïque, PACER, 1996.

[3] Jimmy Royer et Eric Schiller, Pompage photovoltaïque, édition Multi mondes, IEPF/Université d'Ottawa/EIER/CREPA, 1998.

[4] Dr NTAMACK, cours d'Introduction à la Physique Nucléaire, Université de Ngaoundéré, 2003.

[5] Dr Nana Engo, cours de Physique quantique, Université de Ngaoundéré, 2003.

[6] Manuel d'ingénierie RETScreen 3^e édition, Ressources naturelles Canada, 2006.

[7] M.NSIMI, cours d'éléments fondamentales d'Electrotechnique, Université de Ngaoundéré 2006.

[8] Dr KAMTA, cours de Physique des dispositifs à semi conducteurs, Université de Ngaoundéré, 2007.

[9] Dr André YOUMSSI, cours d'Electrotechnique 1, Université de Ngaoundéré, 2007.

[10] Jean Claude SCHOLLE, conversion de l'énergie solaire en électricité, www.écosystèmes.u-pau.fr, Novembre 2007.

[11] Cellules et panneaux solaires photovoltaïques, www.cip-cps, décembre 2007.

[12] Batteries stationnaires, www.cip-cps, décembre 2007.

[13] Antoine MOIGNAN, CRIMAT, www.sciences et technologies .net, décembre 2007.

[14] Le dimensionnement du générateur solaire photovoltaïque autonome, www.cip-cps, décembre 2007.

[15] Gilbert CHAMP, Comprendre le dimensionnement, http://energie-nouvelles.com, décembre 2007.

[16] TCHAMI Jean Hilaire, « Etude et simulation du circuit de puissance d'un onduleur triphasé à thyristors », mémoire de maîtrise E.E.A, Université de Ngaoundéré, 2007.

[17] EWANE NGOSSOMA Benjamin, « Etude et réalisation d'un chargeur de batteries solaires », mémoire de maîtrise E.E.A, Université de Ngaoundéré, 2007.

[18] Jean Zin, l'avenir du solaire, http://perso.orange.fr/marxiens/sciences/solaire.htm, janvier 2008

[19] Eric Fredon, le monde des accumulateurs, www.ni-cd.net , mars 2008.

[20] Magazine Info Ressources Focus N°2/06 deuxième parution de l'an 2006, Page 3.

[21] Encyclopédie Encarta Junior 2006.

[22] Encyclopédie Wikipédia, avril 2008.

[23] ASECNA, aéroport de Ngaoundéré, 2007.

Annexe 1 : LE SOLEIL. [ ]

Le soleil est une étoile naine actuellement âgée de 4,6 milliards d'années environ, source de lumière et de chaleur de notre système solaire, de forme sphérique dont le rayon mesure 695.000 km, de densité 1,4 et ayant une masse de 1,989. 10³⁰kg. Le Soleil perd à chaque seconde une masse de 4,3.10⁹ kg qui représente, comme l'enseigne la relation d'Einstein E=mC², l'énorme quantité d'énergie qu'elle produit sous forme de rayonnement électromagnétique. Le Soleil continuera à briller tant que sa masse sera suffisante pour effectuer cette réaction, lorsqu'il sera âgé d'environ 10 milliards d'années, l'équilibre hydrostatique sera rompu. Le noyau commencera à se contracter et à se réchauffer tandis que les couches superficielles, dilatées par le flux thermique et ainsi partiellement libérées de l'effet gravitationnel, seront progressivement repoussées : le Soleil se dilatera et se transformera en géante rouge. La Terre, si elle subsiste encore, ne sera plus qu'un désert calcinée.

Annexe 2 : Le silicium : roi des semi-conducteurs.

Le silicium a été choisi pour réaliser les cellules solaires photovoltaïques pour ses propriétés électroniques, caractérisées par la présence de quatre électrons sur sa couche périphérique. Dans le silicium solide, chaque atome est lié à quatre voisins, et tous les électrons de la couche périphérique participent aux liaisons. Si un atome de silicium est remplacé par un atome de la colonne V, un des électrons ne participe pas aux liaisons ; il peut donc se déplacer dans le réseau. Si au contraire un atome de silicium est remplacé par un atome de la colonne III, il manque un électron pour réaliser toutes les liaisons, et un électron peut venir combler ce manque. Il se crée donc un champ électrique entre les zones n et p, qui tend à repousser les électrons dans la zone n et un équilibre s'établit. Une jonction a été créée, et en ajoutant des contacts métalliques sur les zones n et p, c'est une diode qui est obtenue. Lorsque cette diode est éclairée, les photons sont absorbés par le matériau et chaque photon donne naissance à un électron et un trou.

Extrait de CEA / UCAP / RPP - SITE INTERNET DU CEA CADARACHE Clefs CEA n° 44 - Nouvelles technologies de l'énergie

Annexe 3.1 : Logiciel PVSyst 4.21

Ce logiciel se décompose en 2 parties. La première sert à faire un dimensionnement rapide de l'installation à partir de la météo, de la charge, de l'orientation des panneaux, de la profondeur de décharge maximale des batteries et du taux de couverture voulu. On obtient alors la puissance totale des panneaux et la capacité des batteries à installer. Dans la seconde partie une simulation du fonctionnement de l'installation solaire peut être faite à partir de ces premiers résultats simulation qui prend en compte des facteurs comme les pertes de puissances dues au régulateur, aux câbles. Le logiciel fonctionne aussi bien en simulation qu'en pré dimensionnement.

Appreciation.

C'est un logiciel qui a été élaboré par l'Université de Genève et est écrit en anglais. Il dispose de sorties détaillées et de base de données des caractéristiques de matériel (capteurs, batteries, onduleurs, ..) très européennes mais suffisantes. L'interface est pratique d'utilisation et reste assez agréable. L'un des inconvénients majeur de logiciel, la solution retenue par l'éditeur qui ne facilite pas le transfert de la licence sur un autre ordinateur et surtout son prix (~ 3000 Euros !!) très excessif.

Annexe 3.2 : Matériel de manipulation.

Photo 1 et 2 : Modules photovoltaïques 60Wc.

Source : laboratoire d'électrotechnique Université de Ngaoundéré.

Photo 3 : Thermomètre Photo 4 : Boussole Photo 5 : Onduleur de tension

Photo 6 : Boite de dérivation. Photo 7 : Régulateur de charge Photo 8 : Batteries solaire AGM

- 4 -

Annexe 4 : Propriétés des conducteurs [1].

PROPRIETES DES CONDUCTEURS
MATERIAU	Résistivité		Coefficient a à 0°C (10^-3)	Masse volumique Kg/m^3	Contrainte de rupture MPa	Température fusion °C
	nÙ/m à 0°C	nÙ/m à 20°
aluminium	26,0	28,3	4,39	2.703	62	660
argent	15,0	16,2	4,11	10.500	-	960
constantan	500	500	- 0,03	8.900	-	1.190
cuivre	15,88	17,24	4,27	8.890	220	1.083
fer	88,1	101	7,34	7.900	290	1.535
laiton	60,2	62,0	1,55	8.300	370	960
or	22,7	24,4	3,65	19.300	69	1.063
platine	98	106	3,9	21.400	-	1.773
plomb	203	220	4,19	11.300	15	327
tungstène	49,6	55,1	5,5	19.300	3.376	3.410
zinc	55,3	59,7	4,0	7.100	70	420
Nickel	78,4	85,4	4,47	8.900	200	1.455

Annexe 5 : Photographies de l'installation PV de la société NOVA DIFFUSION.

Photo 5 et 6 :
2 batteries au
plomb calcium
AGM et une
batterie au gel.
Source : Société
NOVA DIFFUSION

Photo 3 et 4 :
Régulateur de
charge solaire et
section des câbles
de connexion.
Source : Société
NOVA DIFFUSION

- 5 -

Photo 1 et 2: Panneau solaire (03 modules PV et support). Source : Société NOVA

Photo 7 et 8 : Onduleurs de tension ou convertisseurs d'énergie DC - AC. Source : Société NOVA DIFFUSION

Annexe 6 : Ensoleillement et température de quelques villes.

	Ndéré 7°N - 13,6°E		Garoua 9°N - 13,4°E		Mora 11°N - 14°E		Yaoundé 4°N - 11,5°E		Douala 4°N - 9,7°E		Tombouctou 17°N - 3°O		Moscou 56°N - 38° E
	kWh/m^2	°C	kWh/m^2	°C	kWh/m^2	°C	kWh/m^2	°C	kWh/m^2	°C	kWh/m^2	°C	kWh/m^2	°C
Janv	6,44	24,7	6,01	26,3	5,57	27,8	5,50	23,2	5,56	24,6	4,91	21,8	0,50	-9,7
Fev	6,82	26,2	6,48	28,1	6,41	30,0	5,62	23,7	5,59	24,8	5,98	24,5	0,94	-7,7
Mars	6,57	27,0	6,64	30,1	6,80	34,4	5,22	24,0	4,97	24,7	6,83	28,2	2,63	-2,2
Avr	5,80	25,5	6,30	28,9	6,58	35,7	4,94	24,2	4,57	24,7	7,26	32,1	3,07	5,8
Mai	5,42	24,4	5,88	27,1	6,37	33,4	4,62	24,0	4,41	24,5	7,45	34,2	4,69	13,1
Jun	4,99	23,2	5,48	25,5	5,95	30,0	4,33	22,9	4,02	23,6	7,27	33,0	5,44	16,6
Jul	4,66	22,2	5,07	24,4	5,36	26,0	4,06	22,2	3,46	22,8	6,93	29,9	5,51	18,2
Aout	4,67	22,1	4,92	24,2	5,07	26,4	3,99	22,3	3,08	22,8	6,62	28,7	4,26	16,4
Sept	4,80	22,5	5,23	24,8	5,61	27,9	4,26	22,5	3,45	23,0	6,65	30,5	2,34	11
Oct	5,22	23,1	5,74	26,1	5,85	31,3	4,10	22,7	3,69	23,4	6,25	31,2	1,08	5,1
Nov	6,11	24,7	6,12	28,0	5,72	30,9	4,57	22,9	4,33	23,7	5,49	27,6	0,56	-1,1
Dec	6,25	24,9	5,90	26,9	5,33	28,3	5,60	23,0	5,13	24,1	4,72	23,3	0,36	-6,1
Ann	5,64	24,2	5,81	26,7	5,88	30,2	4,69	23,1	4,35	23,9	6,35	28,8	2,63	5,0

Source : RETSreen/NASA.SSE. Annexe7 : Résistances des câbles et valeurs des fusibles.

Source : Energies Nouvelles Entreprises.

Les valeurs conventionnelles des fusibles disponibles en électricité photovoltaïque sont

[15]: 0,05	- 0,1	- 0,16	- 0,2	- 0,25	- 0,31 - 0,4 - 0,5 - 0,63	- 0,8 - 1,0 - 1,25 - 1,6 -
2,0 - 2,5	- 3,15	- 4,0	- 5,0	- 6,0	- 8,0 - 10 - 12 -16 -20	- 25 - 32 - 50 - 80 - 125
Ampères.

UNIVERSITE DE NGAOUNDERE

INSTITUT UNIVERSITAIRE DE TECHNOLOGIE
LABORATOIRE D'ELECTROTECHNIQUE

Juin 2008 fep

OBJECTIFS

Les manipulations suivantes sur l'exploitation de l'énergie électrique solaire ont pour objectifs d'initier l'étudiant aux technologies et techniques de conversion de l'énergie solaire en énergie électrique, par : L'identification des composants de base d'un générateur photovoltaïque ;

L'appréhension du principe de fonctionnement d'un module photovoltaïque ;

La capacité à correctement implanter un module PV en un endroit et d'apprécier les paramètres tels que la température de la cellule, l'inclinaison des modules, l'éclairement solaire sur la production d'énergie du module photovoltaïque ;

Le câblage de plusieurs modules PV en champ photovoltaïque.

Par
FEUDJIO Emmanuel Patrick
Maitrise en Sciences de l'ingénierie
Option Electronique - Electrotechnique - Automatique
Filière Exploitation de l'énergie solaire photovoltaïque.
75762061/ ; feudjio_cm @ yahoo.fr

RECOMMANDATIONS LORS DES TRAVAUX PRATIQUES :
BIENVENU(E) DANS LE DOMAINE DE L'ELECTRICITE PHOTOVOLTAIQUE

Les séances de TP doivent être minutieusement préparées de façon individuel et en groupe avant chaque manipulation.

Il est conseillé de se protéger des rayons solaires lors des séances de TP.

Il est recommandé le port de chaussures à semelles épaisses lors de manipulations.

Il est strictement interdit de mettre en fonctionnement un montage non vérifié, de démonter un domino du module PV ou d'une boite de dérivation, d'être distrait(e) lors d'une séance de TP.

Il est conseillé d'avoir lors des séances des TP, son matériel d'électricien (tournevis, multimètre), une boussole, un thermomètre d'appartement mesurant la température ambiante.

Assurez-vous toujours que l'appareil de mesure ou de puissance que vous souhaitez utiliser fonctionne correctement, et qu'il peut supporter la valeur de la tension à laquelle il sera connecté, ou le courant maximal que peut débiter votre source.

Lors de la réalisation des montages, assurez vous toujours que les rhéostats présentent leur valeur de résistance la plus élevée ; et que les appareils de mesure sont au plus grand calibre de lecture.

OBJECTIFS

La première partie des manipulations suivantes sur l'exploitation de l'énergie photovoltaïque a pour objectifs d'initier l'étudiant aux technologies et techniques de conversion de l'énergie solaire en énergie électrique, par :

- L'identification des composants de base d'un générateur

photovoltaïque ;

- L'appréhension du principe de fonctionnement d'un module

photovoltaïque ;

- La capacité à correctement implanter un module PV en un endroit et d'apprécier les paramètres tels que la température de la cellule, l'inclinaison des modules, l'éclairement solaire sur la production d'énergie du module photovoltaïque ;

- Le câblage de plusieurs modules PV en champ photovoltaïque.

La seconde partie de ces manipulations, en renforçant les premiers objectifs, permet à l'étudiant :

- De maitriser les conditions d'utilisation de matériel de conditionnement de l'énergie électrique produit par les modules photovoltaïques ;

- D'estimer les pertes occasionnées par l'ensemble des composants d'un générateur photovoltaïque.

A - IDENTIFICATION DES COMPOSANTS D'UNE INSTALLATION PV.

Installation solaire photovoltaïque sans appoint avec stockage.

1-) Nommer en donnant leurs fonctions, les composants de base d'une installation solaire photovoltaïque.

2-) Quels composants peuvent permettre de fiabiiser une installation solaire photovoltaïque.

B - PRODUCTION DE L'ENERGIE ELECTRIQUE SOLAIRE.

I-) Identification du module PV - Exploitation de la plaque signalétique d'un module PV.

1-

Relever les caractéristiques les plus importantes pour l'utilisateur d'un module photovoltaïque.

2- Mesurer les dimensions d'une cellule photovoltaïque puis calculer sa surface.

3- Calculer la puissance qu'aurait 1 ^m2 de ce matériau sous les STC : conditions standards de tests : 1.000 W/m², Tc = 25° C, spectre IAM = 1,5 (Tc : température de la cellule, toujours différente de la température ambiante Ta).

4- Calculer le rendement du module photovoltaïque et en déduire sa technologie.

II-) Principe de fonctionnement d'un module pv.

1-) Quel est le rôle d'un module photovoltaïque ?

2-) Faire une description du module photovoltaïque.

3-) Décrire le principe de fonctionnent d'un module photovoltaïque.

III-) Implantation d'un module photovoltaïque.

A l'aide d'une boussole, retrouver l'axe Nord - Sud magnétique. Grâce à la

formule de Cooper : où n est le numéro du jour de

l'année, calculer la déclinaison correspondante du jour et apporter la correction qui vous permettra de retrouver l'axe Nord - Sud « vrai » ou géographique.

Montage 1

1- Exposer le module PV en circuit ouvert au rayonnement solaire et mesurer la tension V1 dans les cas suivants :

a-) Inclinaison = 0° et azimut = 0°.

b-) Inclinaison ? 0° et azimut = 0° (en 5 points que l'on précisera).

c-) Inclinaison ? 0° et azimut ? 0° (en 5 points que l'on précisera).

2- Réaliser le montage 1 (Faire vérifier le montage avant sa mise en

V

fonctionnement). N.B : S'assurer que le rhéostat présente sa résistance la plus
élevée et peut supporter le courant de court circuit Isc ou Icc du générateur

-

photovoltaïque.

2-1 Le module en circuit fermé, mesurer le courant Ia dans les conditions de la question 1).

2-2 Effectuer à la position optimale à la production du module PV en huit (08) points les mesures des tensions V1 ;V2 et du courant pour V1>12V. (Préciser l'heure, la température et la position : inclinaison et azimut).

2-3 A la même position effectuer rapidement en quatre (04) points les mesures des tensions V1 ; V2 et du courant Ia pour V1< 12V jusqu'à la tension V1 =0V, lire très rapidement le courant et déconnecter le rhéostat : risque de destruction de la jonction PN des photopiles.

2-4 Des mesures précédentes, tracer la caractéristique Courant - Tension (I-V) et la courbe de puissance.

2-5 Déterminer sur la courbe de puissance, le point de puissance maximale, la tension et le courant correspondants à cette puissance maximale.

En déduire le facteur de forme du module .

2-6 Comparer à chaque mesure de Ia les tensions V1 et V2. Quelle remarque peuton faire ?

IV-) Câblage des modules photovoltaïques.

< <

R n

Montage 2

1- Ouvrez une boite de dérivation, nommer les éléments qu'on y trouve et donnez leurs rôles.

2- Réaliser le montage 2 avec la boite de dérivation SRBE04S12, SRBE04S24, SRBE04S48 et utiliser un rhéostat comme charge (Faire vérifier le montage avant sa mise en fonctionnement). N.B : S'assurer que le rhéostat présente sa résistance la plus élevée et peut supporter le courant de court circuit Isc ou Icc du générateur photovoltaïque.

3- A chaque boite de dérivation, relevez en 7 à 10 points les valeurs des tensions et des courants VA1, VB1, VC1, VD1, VS, IA, IB, IC, ID, IS.

4- Des mesures précédentes, tracer la caractéristique Courant - Tension (I-V) et la courbe de puissance.

5- Estimer à chaque montage les pertes dues à la boite de dérivation.

A - IDENTIFICATION DES COMPOSANTS D'UNE INSTALLATION PV.

1-) Citer les différentes technologies de module PV et préciser rendement.

2-) Citer les différentes technologies des batteries solaires et préciser au moins trois (3) différences principales avec les batteries classiques d'automobile.

3-) Citer les différentes technologies des régulateurs de charge de batteries solaires.

4-) Comment assurer la fiabilité d'une installation solaire photovoltaïque ?

B- UTILISATION DE L'ENERGIE ELECTRIQUE SOLAIRE.

I-) Rappels sur la production de l'énergie électrique solaire.

Voir partie B de la fiche de travaux pratiques « Energie solaire photovoltaïque 1 ».

II-) Charge de batterie solaire.

1- Enumérer quelques conditions à respecter pour une bonne utilisation d'un régulateur de charge, d'une batterie solaire et d'un onduleur.

0

Montage 3.

Exposer le module PV au rayonnement solaire puis préciser la position, l'heure et la température ambiante de votre manipulation.

1-1 Réaliser le montage 3 (Faire vérifier le montage avant sa mise en fonctionnement).

1-2 Mesurer lorsque la batterie se charge les tensions VA1, VB1, VC1, VD1, Vs et les courants IA, IB, IC, ID, Is.

Calculer les pertes dues à la boite de dérivation.

1-3 Mesurer les tensions V1, V2, V3 et le courant de la charge ICH. Calculer les pertes dues au régulateur.

1-4 Comparer Vs et V1, ensuite V2 et V3.

2-1 Faire le montage 3 en remplaçant l'ensemble (batterie + régulateur de charge) par une charge à courant continu (moteur, lampe). (Faire vérifier le montage avant sa mise en fonctionnement).

2-2 Mesurer lorsque la charge fonctionne VA1, VB1, VC1, VD1, Vs et les courants IA, IB, IC, ID, Is.

III-) Influence du câble et de la tension sur la production efficiente.

Remplacer dans le montage 3, le câble de section 2 x 2,5 mm² entre la boite de dérivation et le régulateur de charge solaire par un câble de 2,5 mm².

1-) Répondre aux questions 1.1, 1.2, 1.3 et 1.4 de la partie « charge de batterie solaire » ci-dessus.

2-) Faire la partie II « charge de batterie solaire » et la question 1 de la partie III sur « Influence du câble et de la tension sur la production efficiente » avec le régulateur de charge de 24V, ensuite celui de 48V. Réaliser le montage 3 (Faire vérifier le montage avant sa mise en fonctionnement).

3-) Faire ressortir la puissance à l'entrée de la boite de dérivation choisi, à sa sortie et reçue par la batterie. De même que les chutes de tension entre la sortie de la boite de dérivation choisie et l'entrée du régulateur choisi.

IV-) Utilisation d'une charge à courant alternatif.

Montage 4.

1- Réaliser le montage 4 (Faire vérifier le montage avant sa mise en fonctionnement).

1-1 Mesurer V1, V2, I1 et calculer la puissance coté continu PDC.

1-2 Mesurer V3, V4, I2 et calculer la puissance coté alternatif PAC.

I2

+

1-3 Comparer PDC et PAC. Déduire le rendement de l'onduleur.

CHAR

1-4 Comparer V1, V2 et ensuite V3, V4.

V2 TENSION

2- Réaliser le montage 4, cette fois en rallongeant considérablement les fils de connexion entre la batterie et l'onduleur. (Faire vérifier le montage avant sa mise

V1

en fonctionnement).

-

2-1 Mesurer V1, V2, I1 et calculer la puissance coté continu PDC.

IE SOLAIRE

2-2 Mesurer V3, V4, I2 et calculer la puissance coté alternatif PAC. 2-3 Comparer PDC et PAC. Déduire le rendement de l'onduleur. 2-4 Comparer V1, V2 et ensuite V3, V4.

3 Quelles remarques faites-vous ?