Memoire Online - Développement et gestion d'un système d'énergies renouvelables multisources avec stockage pour les télécommunications et l'habitat

Yann LE DU (Ing-Directeur technique RASCOMSTAR-QAF-Centre d'Exploitation Réseau de Douala (Cameroun)).

Dédicaces

Tu as été toujours du côté de ton époux pour m'inculquer, dès le premier chant du coq, la notion du combat notamment celui de la honte sous toutes ses formes. Mon absence prolongée auprès de toi s'inscrit dans la logique de vos préceptes et de la sagesse africaine qui stipule que « Le bonheur de l'Homme ne se trouve pas à l'ombre d'un baobab ». Tu es pour moi une source de vie. Je me réjouis de cet amour filial.

Remerciements

« Si j'ai pu voir aussi loin, c'est que j'étais debout sur des épaules de géants »

Nous sommes loin d'avoir vu aussi loin que Newton. N'empêche que nous avons nos géants à qui nous tenons à exprimer nos plus profondes reconnaissances.

- A M. Yann Le Du, Directeur Technique de RascomStar-QAF-Centre d'Exploitation Réseau de Douala-Cameroun initiateur de ce projet. Je le remercie aussi pour m'avoir motivé à le réaliser.

- A M. Henri KOTTIN, Encadreur académique/ enseignant au 2IE. Pour votre encadrement. Votre disponibilité, vos conseils, vos directives, vos encouragements et surtout votre rigueur tout au long de la réalisation de ce travail ont été sans faille et d'une importance capitale pour notre moral. Soyez en remercié sincèrement.

- A M. Frédéric Wurtz, pour avoir co-encadré ce travail. Votre obstination constante pour l'optimisation a sans doute apporté de la valeur à ce travail.

- A Henri AKOUE, Djidi, et Marcelin Mouzong Pemi pour m'avoir aidé à modéliser, puis simuler la commutation du système Hybride.

- A l'Institut International de l'Eau et de l'Environnement de Ouagadougou (2IE)-Burkina-Faso et la société de Télécommunications Spatiale RASCOMSTAR-QAF Centre d'Exploitation Réseau de Douala-Cameroun, pour leur soutien matériel et financier.

- A l'ensemble du personnel de la société RASCOMSTAR-QAF-Centre d'Exploitation Réseau de Douala-Cameroun et plus particulièrement le Département Maintenance pour m'avoir permis de réaliser ce travail dans d'excellentes conditions.

Résumé

Les pays africains à travers l'organisation régionale africaine de communication par satellite RASCOM ont entrepris de vastes projets pour l'équipement en télécentres des zones rurales Africaines, ceci dans l'optique de désenclaver en partie les villages qui sont pour la plupart des zones agricoles et poumons économiques de ces pays. Dans cet élan, plusieurs réseaux de téléphonie rurale ont été mis sur pied, mais ceux-ci se trouvent confrontés à un manque d'électricité car l'extension du réseau national jusqu'à ces zones rurales est trop onéreuse et ne procure pas un rendement immédiat à l'investisseur.

C'est dans cette optique que la présente étude se propose de contribuer à la mise en place du projet de téléphonie rurale de RASCOM par l'étude et le dimensionnement d'une centrale de production électrique autonome, dite centrale hybride, qui combine deux sources d'énergies renouvelables (éolienne, photovoltaïque) avec stockage et un groupe électrogène de secours. Le fonctionnement des différentes sources sera alterné (selon les conditions météorologiques).

Le dimensionnement de l'installation a été faite sur la base du potentiel énergétique dans la région de Ebodié, sur la détermination du profil de charge des consommateurs, sur le dimensionnement du générateur photovoltaïque, du générateur éolien, du générateur diesel, et enfin des batteries de stockage.

La gestion d'énergie des différentes sources est assurée par un gestionnaire qui commande l'ouverture et la fermeture des commutateurs selon les conditions météorologiques. On a simulé le système hybride pour un cas particulier des conditions météorologiques (vitesse du vent, éclairement). Les résultats obtenus par simulation numérique sont présentés.

L'analyse technico-économique du système a été faite grâce aux outils de l'analyse financière et il ressort de cette analyse que le projet est rentable pour la société RASCOM.

Mots clés : énergies renouvelables, générateur électrique, système de télécommunications, optimisation, simulation, commande.

Abstract

African countries through the Regional African Satellite Communication Organization RASCOM have undertaken extensive equipment for rural African tele center, this from the perspective of opening up some of the villages which are mostly agricultural areas economic and lungs of these countries. With this momentum, several rural telephone networks have been established, but they are faced with lack of electricity for national grid extension to these rural areas is too expensive and does not provide an immediate return the investor.

It is in this context that the present study is to contribute to the development of rural telephony project RASCOM, the study and design of an autonomous power generation plant, called hybrid plant that combines two sources renewable energy (wind, solar) with storage and a backup generator.

The system chosen in this study consists of a wind-PV field and a generator with an alternating operation of different sources (depending on weather conditions).

The dimensioning of the installation has been done on the basis of potential energy in the region of Campo on determining the load profile of consumers, sizing the PV generator, wind generator, diesel generator, batteries and finally storage.

The energy management of the various sources is provided by a manager that controls the opening and closing of the switches according to weather conditions. We simulated the hybrid system for particular meteorological conditions (wind speed, illumination). The results obtained by simulation are presented.

The techno-economic analysis of the system was done using the tools of financial analysis and it is clear from this analysis that the project is profitable for the company RASCOM.

Keywords: renewable energy, electric generators, radio telecommunications systems, optimization, simulation, command.

Liste des abbreviations

Sigle	Définition complète
A	Ampère
ACV	Analyse du Cycle de Vie
AFNOR	Association Française de Normalisation
AMDEC	Analyse des Modes de Défaillances par Effets de Criticité
B.L.S	Band Location Service
B.T.S	Base Transceiver Station ou Station de base
CA	Courant Alternatif
C.A.O	Conception Assistée par Ordinateur
C.C	Courant Continu
C.EM	Compatibilité Electromagnétique
C.E.I	Comité Electrotechnique Internationale
C.E.N	Comité Européen de Normalisation
C.E.N.ELEC	Comité Européen de Normalisation Electrotechnique
C.F	Cash Flow
CO₂	Dioxyde de carbone
DC/DC	Conversion courant continu en courant continu appelée Hacheur
DC/AC	Conversion courant continu - courant alternatif appelée Onduleur
E.I.E.S	Evaluation de l'Impact Environnemental et Social
CFA	Communauté Financière d'Afrique
G.E.S	Gaz à Effet de Serre
H.U.B	Host Unit Broadcasting
MLI	Modulation Largeur d'Impulsion
M.P.P.T	Maximum Power Point Tracking
M.S.C	Mobile Switching Center ou centre de commutation du service mobile
MINMEE	Ministère des Mines de l'Eau et de l'Energie
NFC	Norme Française
NO₂	Dioxyde d'azote
N.T.I.C	Nouvelles Technologies de l'Information et de la Communication
O₂	Ozone
O.M.S	Organisation Mondiale de la Santé
PC	Personal Computer
P.E.D	Pays En voie de Développement
P.E.I.E.S	Procédures d'Evaluation de l'Impact Environnementale et Social
PV	Photovoltaïque
I.E.E.E	Institut of Electrical and Electronic Engineer
I.S.O	International Standard Organisation
RAM	Random Access Memory
R.A.S.COM	Regional African Satellite Communication Organization
RASCOMSTAR-QAF	Regional African Satellite Communication Organization chargée de la mise en oeuvre du projet RASCOM
S.E.H	Système d'Energie Hybride
S.T.C	Standard Test Conditions.
SO	Dioxyde de souffre
SW	Scott Wilson (Cabinet international de consultants en environnement et génie civil)
T.I.C	Techniques de l'Information et de la Communication
T.R.I	Taux de Rendement Interne
UTE	Union Technique Electrotechnique
V.A.N	Valeur Actuelle Nette

Sommaire

DEDICACES.....................................................................................	i
REMERCIEMENTS...........................................................................	ii
RESUME...........................................................................................	iii
Abract............................................................................................	iv
Liste des abréviations......................................................................	v
SOMMAIRE....................................................................................	1
LISTE DES TABLEAUX.....................................................................	4
LISTE DES FIGURES........................................................................	6
I-INTRODUCTION GENERALE.........................................................	7
II-OBJECTIF DU TRAVAIL...............................................................	12
II.1 Objectif générale..........................................................................	12
II.2 Objectifs spécifiques.......................................................................	12
III-MATERIELS ET METHODES.........................................................	13
III.1 Documentation et normalisation.........................................................	13
III.1.1 Documentation ..... ...............................................................	13
III.1.1 Normalisation.... ..................................................................	13
III.2 Collecte des données et étude d'impact environnemental.........................	14
III.2.1 Collecte des données.............................................................	14
III.2.2 Etude d'impact environnemental.............................................	15
III.3 Bilan de puissance.......................................................................	15
III.4 Dimensionnement des éléments de stockage.......................................	15
III.5 Dimensionnement des systèmes de génération.......................................	16
III.5.1 Dimensionnement du générateur photovoltaïque..............................	16
III.5.2 Dimensionnement du groupe électrogène....................................	16
III.5.3 Dimensionnement du système éolien............................................	16
III.6 Dimensionnement du régulateur et de l'onduleur....................................	16
III.7 Dimensionnement des accessoires ...................................................	16
III.7.1 Accessoires pour groupes électrogènes.......................................	16
III.7.2 Couplage des générateurs renouvelables........................................	19
III.7.3 Câblage.............................................................................	22
III.8 Gestion du système d'énergie...........................................................	23
III.8.1 Principe de gestion de l'énergie.................................................	23
III.8.2 Configuration matérielle et logicielle............................................	25
III.8.3 La maintenance....................................................................	25
III.9 Analyse financière........................................................................	26
III.9.1 Coût moyen actualisé pour un système hybride...............................	26
III.9.2 Coût moyen actualisé aérogénérateur-photovoltaïque-diesel-stockage....	26
III.9.3 Coût moyen actualisé aérogénérateur-photovoltaïque-système-stockage...	27
III.9.4 Coût moyen actualisé photovoltaïque-diesel-stockage.......................	27
III.9.5 Utilisation de la valeur actuelle nette du projet du projet...................	28
III.9.6 Indice de profitabilité..............................................................	28
IV-RESULTATS................................................................................	29
IV.1 Données collectées et résultats de l'étude d'impact environnementale............	29
IV.1.1 Données collectées................................................................	29
IV.1.2 Résultat de l'étude de l'impact environnementale..............................	32
IV.2 Bilan de puissance énergétique..........................................................	33
IV.3 Capacité du parc de batteries.............................................................	40
IV.4 Dimensionnement du système de génération..........................................	40
IV.4.1 Système photovoltaïque...........................................................	40
IV.4.2 Système diesel.......................................................................	42
IV.4.3 Système aérogénérateur............................................................	43
IV.5 Dimensionnement du régulateur et de l'onduleur....................................	44
IV.5.1 Régulateurs...............................................................................	44
IV.5.2 Onduleurs...................................................................................	44
IV.6 Dimensionnement des accessoires......................................................	45
IV.6.1 Installation de la centrale hybride......................................................	45
IV.6.2 Dimensionnement des massifs..........................................................	45
IV.6.3 Section des conducteurs pour groupes électrogènes.................................	46
IV.6.4 Section des conducteurs pour photovoltaïques.......................................	49
IV.6.5 Câblage.....................................................................................	49
IV.6.6 Planning prévisionnel des travaux.....................................................	51
IV.7 Gestion de l'énergie.......................................................................	52
IV.7.1 Pilotage et contrôle......................................................................	52
IV.7.2 Déconnexion du générateur photovoltaïque..........................................	52
IV.7.3 Protection.................................................................................	52
IV.7.4 Sureté de fonctionnement et maintenance...........................................	53
IV.8 Analyse financière de projet.............................................................	54
IV.8.1 Station relais..............................................................................	54
IV.8.2 Centre hospitalier........................................................................	56
IV.8.3 Télécentres communautaire et logements ......................................	58
IV.8.4 Appareils de concessions...............................................................	59
IV.8.5 Groupes électrogènes...................................................................	62
IV.8.6 Système de production éolienne.......................................................	62
V-DISCUSSIONS ET ANALYSES.........................................................	67
V.1 Résultats à analyser........................................................................	67
V.2 Analyse des résultats généraux ...........................................................	67
V.3 SEH avec analyse de la sensibilité avec consommation totale.......................	67
V.4 Analyse de sensibilité des SEH avec modification des coûts de la batterie........	67
V.5 Analyse de sensibilité des SEH avec modifications des coûts des éoliennes.......	68
V.6 Analyse de sensibilité des SEH avec modifications des coûts des panneaux......	68
V.7 Analyse sur les systèmes de génération.................................................	68
V.7.1 Situation générale.........................................................................	68
V.7.2 Analyse du SEH en comparaison avec les systèmes photovoltaïques seuls.	68
V.8 Analyse financière de projet.............................................................	69
V.9 Analyse environnementale................................................................	69
V.10 Analyse sociale...........................................................................	70
VI-CONCLUSION........................................................	71
VII-RECOMMANDATIONS ET PERSPECTIVES....................................	73
VII.1 Recommandations................................................................................	73
VII.2 Perspectives..........................................................................................	73
BIBLIOGRAPHIE-MEDIAGRAPHIE....................................................	74
VIII-ANNEXES................................................................................	76

Liste des tableaux

Tableaux	Titre	Pages
Tableau 1	Puissance totale nécessaire pour une concession à EBODIE..........	29
Tableau 2	Bilan primaire de puissances................................................	34
Tableau 3	Bilan de Puissance d'une concession et structures sociocommunautaires........................................................	36
Tableau 4	Consommation énergétique de la station relais GSM...................	36
Tableau 5	Consommation énergétique du télécentre.................................	38
Tableau 6	Consommation énergétique d'un centre de santé........................	38
Tableau 7	Résumé des résultats du bilan de puissances.............................	39
Tableau 8	Récapitulatif du nombre de batterie OPZV nécessaire par local......	40
Tableau 9	Calcul pratique de la puissance photovoltaïque installée...............	40
Tableau 10	Récapitulatif du nombre de modules photovoltaïques..................	41
Tableau 11	Résumé des résultats de calcul obtenu du système photovoltaïque...	41
Tableau 12	Récapitulatif du nombre de modules photovoltaïques des puissances et prix des groupes électrogènes.............................	42
Tableau 13	Récapitulatif des puissances et caractéristiques pour éolienne.....	43
Tableau 14	Courant d'entrée et de sortie du régulateur..............................	44
Tableau 15	Puissance nominale des onduleurs en KVA..............................	45
Tableau 16	Câbles et liaisons pour groupe électrogène...............................	46
Tableau 17	Type de câbles de puissance et câbles de neutre pour les liaisons groupes électrogènes -Cellules puissances de l'armoire de .synchronisation...........................................................	46
Tableau 18	Câbles de commande pour les liaisons groupes électrogènes -Cellules groupes de l'armoire de commande.............................	46
Tableau 19	Chutes de tension groupe-TGBT...........................................	47
Tableau 20	Sections des conducteurs pour système photovoltaïque................	49
Tableau 21	Coût actualisé des éléments photovoltaïques pour station relais......	55
Tableau 22	Coût actualisé des éléments photovoltaïques pour le centre hospitalier.....................................................................	57
Tableau 23	Coût actualisé des éléments photovoltaïques pour le Télécentre communautaire et logements...............................................	59
Tableau 24	Coût actualisé des éléments photovoltaïques pour les concessions...	61
Tableau 25	Récapitulatif des prix des groupes électrogènes.........................	62
Tableau 26	Récapitulatif coût total des câbles de connexion........................	64
Tableau 27	Récapitulatif coût total des Aérogénérateurs.............................	66

Liste des figures

I.INTRODUCTION GENERALE

L'introduction des Techniques de l'Information et de la Communication (TIC) dans les Pays En voie de Développement (PED) a été faite sans tenir suffisamment compte de l'adaptation des équipements à l'environnement local et sans se préoccuper de l'attitude de l'utilisateur final. La situation des infrastructures de télécommunication de l'Afrique est plus préoccupante que celle des autres continents. On le constate, notamment, par la modestie des réseaux téléphoniques de base. Bien que tous les pays africains en disposent, ceux-ci n'atteignent qu'un nombre très limité de la population et ne couvrent, majoritairement, que les grands centres urbains.

La population africaine représente 12% du total des habitants de la planète Terre mais son réseau téléphonique ne dépasse pas les 2% du réseau mondial. Le chiffre d'affaire généré par les services des télécommunications est de l'ordre de 1,3% du total mondial. En termes de rentabilité financière, une ligne téléphonique en Afrique rapporte deux fois plus qu'une ligne dans un pays industrialisé [12].

D'une part, les télécommunications ont un rôle stratégique incontestable dans la promotion du développement durable qui selon la définition de la Commission BRUNTLAND^1(*), " répond aux besoins actuels d'une humanité solidaire, mais laisse aux générations futures la possibilité de survivre et de prospérer "[12]. D'autre part, elles ont pour objectif l'ouverture au monde extérieure et donc à l'information. Or la lutte contre la pauvreté passe également par l'information et les TIC demeurent un bon moyen pour y parvenir.

En effet, avec un taux d'électrification rurale de l'ordre de 5% [12], les populations rurales Africaines ne sont généralement pas électrifiées, car trop onéreux pour les sociétés d'électrification. Il s'avère donc nécessaire de doter les zones rurales d'un réseau de télécommunications fiables avec des coûts réduits, en tenant compte des conditions locales: difficulté d'accès, rareté d'une main d'oeuvre qualifié, manque d'électricité, conditions climatiques rudes, pouvoir d'achat faible des populations.

Dans un tel contexte, afin de diminuer significativement le pourcentage d'utilisation des énergies traditionnelles dans la consommation globale, il convient de lever les difficultés liées à l'emploi des énergies propres. L'une de ces difficultés est l'optimisation de la combinaison de plusieurs énergies.

Au-delà de toutes considérations hypothétiques, les systèmes d'énergies renouvelables multisources avec stockage se présentent comme une solution d'avenir car ils offrent une multitude d'avantages :

- la production de l'électricité renouvelable n'émet pas de gaz à effet de serre, il faut cependant réduire l'impact environnemental de la fabrication du système ;

- l'électricité peut être produite au plus près de son lieu de consommation, de manière décentralisée, directement chez l'utilisateur, ce qui la rend accessible à une grande partie de la population mondiale ;

- les systèmes d'énergies hybrides tirent l'électricité de plus d'une source d'énergie, ce qui assure la fiabilité et sont plus écologiques que les générateurs à carburant fossiles, et sont souvent plus économiques ;

- les systèmes d'énergies hybrides sont variables selon les besoins des utilisateurs et vont des micros applications aux mini applications.

Cependant, ces solutions exigent un dimensionnement laborieux préalable basé sur une connaissance approfondie du gisement en Energies Renouvelables du site d'implantation à l'amont, une gestion rigoureuse de l'énergie électrique produite à l'aval et un savoir-faire que seule l'expérience dans l'ingénierie des systèmes énergétiques pourra assurer.

Pour répondre à ce besoin de dimensionnement, nous nous proposons de réaliser une étude qui a pour but de définir les méthodologies de travail et du système organisationnel mis en oeuvre afin d'avoir une bonne exécution des travaux de mise en place de ce système d'énergies à travers le thème intitulé : « Développement et Gestion d'un Système d'Energies Renouvelables Multisources avec Stockage pour les Télécommunications et l'Habitat ».

Dans ce cadre, le présent travail décrit une étude sur l'utilisation d'un système hybride multi charges pour les télécommunications et l'habitat dans un pays de l'Afrique centrale, qui permettra :

- de dimensionner les éléments de stockage en tenant compte des sources d'énergies renouvelables (fluctuantes et variables) ainsi que des profils d'utilisation au niveau de la charge ;

- de gérer de façon optimale la production d'électricité provenant des sources renouvelables ;

- de dimensionner une centrale de production électrique autonome, dite centrale hybride, qui combine entre deux sources d'énergies renouvelables (éolienne, photovoltaïque) avec stockage et un groupe électrogène de secours ;

En somme, il s'agit de développer un système hybride ( éolienne, solaire,...) avec stockage d'énergie (électrochimique, électrique,...) qui permettra de gérer de façon optimale la production d'électricité provenant des sources renouvelables en tenant compte des demandes instantanées et prévisionnelles de consommation au niveau des équipements de télécommunications et de l'usager, des disponibilités instantanées et prévisionnelles au niveau des sources énergétiques ainsi que des éléments de stockage à disposition.

Ce travail sera composé de trois parties décrivant les étapes et les points clés du développement et de la gestion d'un système d'énergies renouvelables multisources avec stockage destinée aux télécommunications et l'habitat.

La première partie sera consacrée aux matériels et à la méthodologie qui présente la démarche adoptée, le mode opératoire en vue d'aboutir aux résultats attendus.

Pour mieux apprécier le travail effectué, la deuxième partie portera, éventuellement sur les résultats.

Finalement, la dernière partie de ce mémoire est consacré à l'analyse critique et l'interprétation des données ou résultats générés dans la section résultats. La fiabilité des résultats ou des interprétations sera renforcée par la comparaison avec des travaux similaires.

Ce manuscrit se terminera par une conclusion suivie des perspectives sur le travail effectué, des références bibliographiques et des sites WEB utilisés.

RascomStar-Qaf^2(*) va entreprendre un vaste projet pour l'équipement des zones rurales africaines de télécentres, ceci dans l'optique de désenclaver en partie les villages qui sont pour la plupart des zones agricoles et poumons économiques de ces pays. Dans cet élan, plusieurs réseaux de téléphonie rurale seront mis sur pied, mais ceux-ci se trouverons confrontés à un certain nombre de difficultés: l'inadaptabilité, le coût élevé des équipements, et surtout le manque d'électricité. Il serait nécessaire de mettre en place une source de production d'énergie qui servira à alimenter les équipements de télécommunications ainsi que les populations environnantes. Pour ce faire, le choix d'une solution énergétique fiable et efficiente s'impose.

Dans le cadre de cette étude, il est question de mettre à la disposition des utilisateurs, un générateur électrique fiable, de haut rendement, et de moindre coût, utilisant les énergies renouvelables pour l'alimentation des systèmes de radiotéléphonie et de l'habitat.

L'installation des réseaux de télécommunications impose une alimentation électrique permanente et sans interruption. Nous devons donc faire un choix judicieux des ressources renouvelables pour alimenter ces réseaux. Ces ressources sont utilisées soit individuellement, soit mixtes (parallèles, ou alternées), en fonction des zones géographiques.

La problématique de ce mémoire est de mettre sur pieds une source d'énergies renouvelables optimisée destinée à l'alimentation d'un système de télécommunications pour pouvoir l'exploiter au maximum et de l'utiliser rationnellement dans cette application. L'abonné attend d'un tel système le même niveau de fiabilité que pourrait lui offrir une autre source d'énergie conventionnelle.

Cet axe d'optimisation de la source de production électrique nous amène tout de même à poser un certain nombre de questions sur les moyens et la façon de rechercher les solutions :

- quelle gestion d'énergie associée en fonction des profils de consommation, combien de degrés de liberté énergétiques et combien de convertisseurs ?

- quelle architecture pour interconnecter les différents éléments dans un site prédéterminé ?

- quel niveau de tension continue, quel empilement optimal des cellules photovoltaïque et batteries pour constituer le stockage?

- quelle électronique de puissance ouvrant sur des solutions originales (transformateur, structures survolteuses) ?

- quel stockage d'appoint, si nécessaire, pour démarrer, monter les batteries en température, fournir les appels de puissance, offrir une réversibilité, passer la puissance fluctuante (Plomb-Acide, Lithium-Ion, supercondensateur) ?

Ces questions, loin d'être exhaustives pourront trouver des réponses dans les chapitres suivants.

II.OBJECTIF DU TRAVAIL

II.1 Objectif générale

L'étude a pour objectif de dimensionner une centrale de production électrique autonome, dite centrale hybride, qui combine deux sources d'énergies renouvelables (éolienne, photovoltaïque) avec stockage.

II.2 Objectifs spécifiques

- identifier un site approprié pour l'étude et réaliser la collecte des données nécessaires (habitats, populations, météorologiques, impact environnemental);

- dimensionner une centrale de production électrique autonome, dite centrale hybride, qui combine deux sources d'énergies renouvelables (éolienne, photovoltaïque) avec stockage et un groupe électrogène de secours;

- intégration d'une solution de gestion de l'énergie provenant des différentes sources, afin d'assurer en tout temps la qualité et la continuité de l'électricité;

III.MATERIELS ET METHODES

Le problème tel qu'il est posé peut être vu sous plusieurs angles. Dans cette partie, nous donnons une orientation au travail qui va être fait. Pour élaborer une étude qui reflète les attentes de l'entreprise, il convient de retenir la méthodologie suivante :

III.1 Documentation et normalisation

III.1.1 Documentation

Le développement et la gestion des systèmes d'énergies renouvelables Multisources avec stockage ne sont pas des préoccupations nouvelles car, d'importants travaux leur ont été consacrés. Il existe plusieurs travaux sur le dimensionnement des centrales de production électrique à énergies renouvelables. La démarche retenue exploite le comportement d'une unité pilote constituée de plusieurs sources de production d'électricité et permet de donner sa caractérisation [1,6]. Des essais de caractérisation sur les éléments des chaînes de conversion éolienne et solaire sont donnés par des logiciels de simulation et à travers le fonctionnement du dispositif pilote. Ainsi, des résultats importants sont obtenus en liaison avec la gestion, l'exploitation et la maintenance du système, suivant ces paramètres de fonctionnement en tension, en courant, en puissance et en rendement [2, 9,7]. La démarche verse, ensuite, dans l'étude des architectures envisageables des différentes configurations technique et économique pour une gestion optimisée au centre de laquelle se trouve le système de stockage [7, 4,11].

III.1.2 Normalisation

Pour mener à bien ce travail, nous allons nous appuyés sur les points tels que :

- le matériel et les procédés homologués par les grandes sociétés de contrôle et répondant aux normes en vigueur ;

- la réglementation concernant la technologie électrique en nous basant sur les travaux et les normes mises en place par l'Union Technique Electrotechnique (UTE) et les organismes spécialisés dans le domaine (C.E.I, C.E.N.ELEC, ISO, I.E.E.E, CEN, etc.) ;

- une Etude d'Impact Environnemental et Social (EIES) réalisée sur le site par le cabinet Scot et Wilson.

Les paragraphes précédants nous ont permis de découvrir les travaux effectués dans la même philosophie que celui dans lequel nous nous engageons. Nous allons de ce fait exploiter au mieux les connaissances et les expériences des uns et des autres pour établir une fondation assez solide de notre travail. Par la suite, nous y inclurons les considérations propres à notre cadre de travail pour contribuer à l'émergence d'initiatives visant à valoriser des sources d'énergies renouvelables.

III.2 Collecte des données du site et étude d'impact environnemental

III.2.1 Collecte des données

Elle est faite à travers une visite dans le site afin d'évaluer les caractéristiques techniques du potentiel énergétique du site, de renseigner des auditoires stratégiques, de consulter les bénéficiaires visés, et d'autres groupes intéressés. Cette descente sur le terrain permet une confrontation avec les données issues des bases de données existantes des instituts de recherche. Les données nécessaires pour notre étude sont :

- les infrastructures sociocommunautaires existants (écoles, centres de santé) ;

III.2.2 Etude d'impact environnemental

L'étude d'impact sur l'environnement fait partie du dossier que le maître d'ouvrage doit présenter à l'administration pour recevoir l'autorisation d'engager les travaux^3(*). Les données collectées sont :

- une analyse chiffrée et détaillée des conséquences du projet sur le milieu naturel ainsi que le voisinage (bruits, odeurs, pollutions) ;

- les mesures envisagées pour réduire ou supprimer les dommages du projet sur l'environnement ;

- les raisons pour lesquelles le projet a été retenu, en particulier du point de vue de l'environnement.

III.3 Bilan de puissance

Il est question d'estimer la consommation énergétique de tous les équipements électriques qui seront installés et d'évaluer la durée de fonctionnement ceci afin d'en déduire la consommation journalière quotidienne.

L'évaluation des puissances à installer ainsi que les énergies consommées par jour des différentes zones du village est faite selon les règles classiques d'installation électrique. Pour des raisons de sécurité et de maintenance, les installations électriques sont subdivisées en plusieurs circuits distincts depuis l'aval du disjoncteur général. La norme N.F.C 15.100 conduit à subdiviser l'installation électrique en autant de circuits qu'il y a d'utilisations^4(*), l'analyse des charges. Ainsi, dans l'analyse des charges, nous avons séparé l'installation en autant de circuits qu'il y a d'utilisations (éclairage, prise de courant, climatiseur, appareils ménagers, etc.). La méthodologie de calcul des charges est détaillée en annexe 1.

III.4 Dimensionnement des éléments de stockage

La méthodologie est détaillée à l'annexe 2 pour le dimensionnement des éléments de stockage.

III.5 Dimensionnement des systèmes de génération

Pour la réalisation de ce travail nous considérons trois sous systèmes : le système, photovoltaïque, éolien, diesel. Nous procédons de la façon suivante :

III.5.1 Dimensionnement du générateur photovoltaïque

La méthodologie est détaillée à l'annexe 3 pour le dimensionnement du système photovoltaïque.

III.5.2 Dimensionnement des groupes électrogènes

III.5.3 Dimensionnement du système éolien

III.6 Dimensionnement du régulateur et de l'onduleur

La méthodologie du dimensionnement du régulateur est détaillée à l'annexe 4.

III.7 Dimensionnement des accessoires

Une fois le système constitué, il reste à envisager son installation pratique, mais dès cette phase de définition du système, on doit se préoccuper du câblage, afin d'assurer la cohérence de l'ensemble. Les chutes de tension dans les câbles peuvent être très pénalisantes.

III.7.1 Accessoires pour groupes électrogènes

La méthodologie est détaillée à l'annexe 5 pour le dimensionnement du massif pour groupe électrogène.

La méthodologie consiste à déterminer le nombre d'heure de fonctionnement par jour (h) de chaque appareil lié au groupe ; puis la consommation totale de toutes les charges liées au groupe : C ; ensuite La consommation totale en litres kVA/h (Cx0, 25) ; et enfin la consommation mensuelle déterminera la capacité du réservoir extérieur.

Conformément à la norme NFC 15-100 sur le dimensionnement des conducteurs actifs et le choix des protections, on détermine :

La détermination du niveau sonore^6(*) du groupe, à l'aide d'un sonomètre consiste :

- à vérifier si la distance proposée est acceptable pour le projet, sinon il faudra donc augmenter l'insonorisation au départ par la construction d'un mur par exemple, qui apporte une réduction de 30 dB tout en gardant le silencieux.

Le couplage^7(*) des groupes électrogènes nécessite des appareillages spéciaux, pour visualiser la synchronisation des vitesses et contrôler les paramètres de fonctionnement des groupes électrogènes. Tous les équipements permettant le couplage et la synchronisation sont montés dans des armoires électriques ou l'on retrouve:

- des cellules de commande de groupes. Il y'en a autant qu'il y'a de groupes électrogènes dans la centrale électrique.

Figure 1 : Vue générale des armoires de contrôle commande (Armoire de synchronisation)

Pour coupler un groupe électrogène à un réseau ou à d'autres groupes électrogènes, les conditions suivantes doivent être remplies :

- une même tension (Il ne doit pas y avoir plus de 5% de différence de tension entre les génératrices couplées ceci pour limiter le courant de circulation) ;

- un voltmètre différentiel qui mesure la différence de tension entre le groupe et le jeu de barres ;

- un double fréquencemètre, l'un mesure la fréquence du groupe et l'autre mesure la fréquence du réseau ;

- un indicateur de concordance des phases qui permet de connaître lorsque les phases

Les deux derniers appareils sont remplacés par un synchronoscope électronique.

La plupart des centrales sont automatisées, le couplage manuel est utilisé uniquement lorsque le système automatique est en panne.

Le couplage automatique se fait grâce à un synchro coupleur qui amène au synchronisme (Même vitesse) le groupe à synchroniser en jouant sur la vitesse du moteur ; le moteur doit être équipé d'un système de variation de vitesse automatique. Le synchro coupleur possède aussi un contact qui va se fermer lorsque les conditions d'un bon couplage sont réunies.

Ce contact est utilisé dans l'automatisme pour donner l'ordre de fermeture au disjoncteur de couplage. Généralement, il faut installer un synchro coupleur par groupe.

III.7.2 Couplage des générateurs renouvelables

Le problème du couplage des divers générateurs est plus délicat par suite de la nature même des sources et des grandeurs délivrées (tensions, courants). La structure de couplage doit permettre d'imposer une tension de sortie commune à toutes ces sources afin de simplifier le couplage avec les récepteurs. Diverses solutions ont été proposées [13]:

- le couplage par diode et asservissement de la tension de sortie de chaque générateur à une valeur commune ;

- le couplage par diode et batterie tampon dont le synoptique est donné à la figure 2.

Tous les équipements permettant le couplage sont placés dans le local énergie ou l'on retrouve :

- les batteries de couplage dont la tension de service imposée est égale à 48 volts ;

- Un onduleur 48 volts/220 volts fournit l'alimentation électrique aux récepteurs à puissance

- de nombreux convertisseurs, il y'en a autant qu'il y'a de charges dans la centrale électrique.

La figure 3 montre quelques composants d'un local énergie pour un couplage des générateurs renouvelables :

On retrouve, une armoire de distribution contenant les organes de protection et de distribution ci-après^8(*) :

Le transfère de l'électricité produite par la génératrice à la batterie de stockage nécessite un câble. Du haut du mât au lieu de consommation, le courant devra parcourir quelques dizaines de mètres. Le choix des caractéristiques de ce câble est primordial, si l'on ne veut pas tous gaspiller sa production dans celui-ci. La section d'un câble sera au minimum égale à la valeur la plus élevée des trois critères suivants :

Dans le dimensionnement des conducteurs de la partie photovoltaïque, les pertes ohmiques doivent être minimale. On devra optimiser la section du conducteur de sorte que la chute de tension qui se produira entre les extrémités soit minimum. Si on tient compte de la tension du système dans le cas de conducteur en cuivre, la section nécessaire sera calculée suivant la formule suivante [10] :

III.7.3 Câblage

III.7.3.1 Mesures de mise en oeuvre

Les modules seront branchés en série avec un point milieu donnant ainsi par rapport à ce point milieu une tension de circuit ouvert, ce qui correspond à une tension optimale du système. Ces dispositions de branchement seront prises pour deux raisons:

Les modules photovoltaïques devront subir un test de tenue en tension de l'isolation^10(*)

Les batteries seront équipées d'un dispositif de conditionnement de l'électrolyte par air conditionné alimenté par un compresseur raccordé au réseau et déclenché par un relais de surtension. Au relais de surtension est adjoint deux relais temporisés permettant de contrôler la durée de fonctionnement.

Les batteries d'accumulateurs alimentées par des générateurs, seront chargées selon la caractéristique courant-tension c'est-à-dire, dans une première phase à courant constant jusqu'à l'atteinte d'une tension de fin de charge, et dans une deuxième phase à tension constante. Les régulateurs de charge sont des convertisseurs de courant continu munis d'un suiveur de puissance maximale (MPPT: Maximal Power Point Tracking).

La protection des installations contre les surtensions atmosphériques nécessite la prise de mesures complexes:

Cette mesure consiste à installer dans le champ du générateur solaire, des parafoudres permettant de capter la décharge atmosphérique et de l'écouler vers le système de "terre". Il en est de même pour l'éolienne.

- mesures liées à la protection des équipements non exposés : systèmes de commandes, de régulation et de stockage (protection interne).

La deuxième mesure consiste à protéger les équipements contre les surtensions d'origine

atmosphérique à l'aide de dispositifs adéquats: varistors, diodes suppressor, etc.

- mesures liées au câblage du générateur solaire et au câblage reliant le générateur solaire aux autres équipements.

Enfin la troisième mesure liée au câblage consiste en une conception de câble et de branchement limitant le plus possible les risques d'induction de tension pouvant atteindre 100kV et provoquant la destruction des modules.

III.7.3.2 Architecture du système de câblage

III.7.3.3 Contraintes électriques des réseaux Basse tension

Le conducteur de neutre des lignes aériennes doit être mis à la terre en plus d'un point dès que la longueur du réseau dépasse 100 m. Les prises de terre doivent être de bonne qualité : inférieures à 3 ohms aux extrémités.

Le régime du neutre sera choisi en fonction de la nature des récepteurs, des contraintes liées à l'exploitation et la continuité de service^12(*).

III.8 Gestion du système d'énergie

III.8.1 Principe de gestion du système d'énergie

Pour obtenir un rendement maximum de l'installation hybride, il est nécessaire de mettre en place une gestion des transferts d'énergie qui optimise le fonctionnement de chacun des composants du système tout en garantissant le respect de leur plage de fonctionnement.

L'élément situé au coeur des transferts d'énergie est la batterie d'accumulateurs, qui est aussi le composant le plus vulnérable [13]. La gestion est donc basée sur la connaissance de l'état de charge des accumulateurs, qui devient dès lors contrôlable. Le rôle de la gestion est alors le suivant :

- protéger les accumulateurs des surcharges tout en essayant de récupérer le maximum d'énergie du générateur.

- protéger les accumulateurs des décharges trop profondes, tout en couvrant au maximum la demande en énergie s'il n'y a pas de générateur d'appoint pour assurer cette couverture.

- si l'état de charge est moyen: le générateur renouvelable doit délivrer le maximum d'énergie au système qui assure de son côté la couverture de la demande énergétique.

- si l'état de charge est supérieur à 80%: la difficulté de connaître précisément l'état de charge impose qu'à partir de ce seuil des précautions sont prises pour protéger la batterie. Nous avons le choix à ce stade entre deux possibilités:

Ø Une réduction de la production du générateur renouvelable pour conserver par exemple une production d'énergie équivalente à la consommation des charges dites prioritaires, ou pour conserver une production suffisamment faible pour ne faire courir aucun risque aux accumulateurs.

- si l'état de charge atteint 100%: pour éviter tout risque et même si le courant de charge est faible, le générateur photovoltaïque est entièrement déconnecté.

- si l'état de charge atteint le bas de l'intervalle, en générale 40% d'état de charge [13]: le générateur d'appoint (groupe électrogène) est chargé de suppléer au stockage.

Tous ces seuils d'états de charge sont doublés pour éviter des battements intempestifs. Dans le cas du seuil bas, le seuil de reconnexion de la charge est relevé de manière à assurer une certaine recharge du stockage.

III.8.2 Configuration matérielle et logicielle du système de gestion

Tous les équipements permettant la gestion du système hybride sont logés dans des armoires électriques où l'on retrouve :

- un matériel de mesure perfectionné, constitué entre autre des éléments permettant la gestion de la commutation de commande, l'électronique de puissance, les batteries et régulateur solaire, etc ;

- un logiciel de surveillance et de commande centralisé ainsi qu'une charge électronique permettent le relevé de caractéristiques et de données du système. L'état du système et des données peut donc être visualisé, on-line, depuis le PC. Le flux d'énergie entre les différents composants du système est visualisé de façon claire. Le courant, la tension, le débit de production et d'autres grandeurs sont visualisés en temps réel ;

- les caractéristiques des composants inclus peuvent être adaptées aux besoins spécifiques.

III.8.3 La maintenance

La gestion de l'énergie est autant une affaire de comportement humain que de technologie. Des pratiques solides d'exploitation et d'entretien sont essentielles pour assurer que les performances du système d'énergie sont celles qui ont été prévues. Un plan d'exploitation et d'entretien doit être mise en place (voir annexe 8).

III.9 Analyse financière

L'analyse économique est indispensable pour quantifier la rentabilité du système afin de convaincre les décideurs et les utilisateurs potentiels.

III.9.1 Coût moyen actualisé pour un système hybride

Le modèle mathématique appliqué pour le coût moyen actualisé de l'électricité est le suivant:

- Oj : Dépense annuelle d'exploitation pour la composante j, il s'agit notamment des dépenses pour la maintenance, du combustible et des différentes taxes ;

III.9.2 Coût moyen actualisé aérogénérateur- photovoltaïque-diesel-stockage

Les investissements dans un système hybride sont élevés par rapport à un groupe électrogène seul [12].Pour que cette solution soit économique, seule la valeur de l'économie en combustible proportionnelle

jouera en faveur du système hybride par rapport au groupe électrogène seul. L'optimisation de l'installation se réalise à partir du calcul de son coût qui est répartie entre les éléments suivants:

- le système photovoltaïque (générateur, ses accessoires et son installation) ;

- le système d'aérogénérateurs (générateur, ses accessoires et son installation) ;

- le matériel annexe (régulateur, matériel de protection et de mesure, câbles...) ;

Le raisonnement que nous tenons est que le coût de l'installation comprend globalement l'investissement et la maintenance.

III.9.3 Coût moyen actualisé pour aérogénérateur- diesel - système de stockage

III.9.4 Coût moyen actualisé photovoltaïque- diesel -stockage

III.9.5 Utilisation de la Valeur Actuelle Nette (VAN) pour évaluer un projet

Les projets importants, plus coûteux, nécessitent une analyse très précise, car il faut déterminer si leur réalisation a du bon sens^13(*). On arrive à ce résultat en calculant la valeur nette actualisée du projet. Elle est donnée par la formule suivante :

III.9.6 Indice de profitabilité

Il permet de rapprocher le coût d'investissement de cash flow qu'il engendre c'est-à-dire il est égal à la somme des flux actualisés, rapporté à l'investissement initial. Il est donné par la formule suivante :

Selon le critère de l'indice de profitabilité, tout projet dont la valeur de l'indice supérieure à 1 est acceptable. Cela signifie que le projet est rentable si la VAN par unité investie est positif.

De prime abord, on constate que ce critère de l'indice de profitabilité aboutit au même résultat que le critère de la VAN. Il permet un classement des projets par ordre décroissant.

IV.RESULTATS

IV.1 Données collectées sur le site et résultats de l'étude d'impact environnemental

IV.1.1 Données collectées

N°	Désignation	Quantité	Puissance nominale (W)	Tension (V)	Coefficient d'utilisation	Temps d'utilisation par jour (h)	Consommation journalière (Wh/j)	Locaux concernés
Consommation énergétique d'une concession
1	Lampes	5	65	220	1	12	3900	Salon
2	Lampes	4	32	220	1	6	768	Cuisine
3	Lampes	4	32	220	1	1,5	192	Grenier
4	Lampes	10	80	220	1	12	9600	Chambres
5	Lampes	2	16	220	1	4	128	Toilettes
6	Lampes	6	13	220	1	12	936	Extérieur
7	Télévision	1	50	220	1	3	300	Chef de famille
8	Radio	5	100	220	1	3	300	Poste radio par case
9	Téléphone portables	8	16	220	1	3	48	/
	Totaux	/	404	/	/	/	16.172

Tableau 1: Puissance totale nécessaire pour une concession à EBODIE (Source : CENEEMA^14(*))

La répartition d'énergie dans une résidence se répartit comme au Tableau 1 entre l'éclairage des habitations, et les appareils ménagers. On remarque que l'éclairage nécessite plus de 96 % des besoins en énergies des résidences, alors que les appareils ménagers valent près de 4%.

Les valeurs mesurées de la vitesse du vent sont des valeurs moyennes sur une minute dans un milieu urbain. Elles sont données par des anémomètres en mètre par seconde se trouvant sur une tour de hauteur 10 m avec une girouette qui enregistre d'une façon permanente les directions du vent. Les mesures ont été réalisées pour l'année 2009, prises comme année de référence. La vitesse moyenne enregistrée pour notre site dans un milieu urbain est de 7,083 m/s, soit 0,2 kW/m². Les moyennes enregistrées à Kribi ont été les suivantes :

Les chiffres ci-dessus montrent qu'il y a assez de vent à Ebodié pour actionner des systèmes éoliens. En règle générale, les vitesses de vent utilisables par les éoliennes sont comprises entre 5 m/s et 15 m/s^16(*).

La station de mesure la plus proche de la localité d'Ebodié est située dans la ville de Kribi. Les mesures des rayonnements solaires effectués^17(*) sur le site sont représentées sur le graphique ci-dessous :

Le mois le moins ensoleillé est celui d'Août où l'ensoleillement minimal a été relevé. Nous prendrons une énergie de 4780 Wh/m²/jour pour notre étude sur le calcul de la puissance crête pour le choix du nombre de modules nécessaire.

Situé à 23 kilomètres de Campo, dans le département de l'océan au sud-Cameroun, Ebodié est un village du groupement Yassa d'environ 230 habitants. Il est à 9°49' (méridien), 2°33' (Parallèle). L'activité principale est la pèche suivi de l'agriculture, et le petit élevage. Ebodié a une école primaire de huit salles de classes, et un centre hospitalier, les consommations énergétiques y sont précisées dans les bilans de puissance.

Source : Office de Recherche Scientifique et Technique d'Outre-mer de Yaoundé

IV.1.2 Résultats de l'étude d'impact environnementale

Il ressort de l'étude d'impact environnementale^18(*) réalisée conformément aux lois camerounaises ainsi qu'aux directives et normes internationalement admises que :

- le projet est classé dans la Catégorie 1 au regard des Procédures d'évaluation de l'impact environnemental et social (PEIES) et ce, principalement parce qu'il impose le déplacement d'activités économiques et de populations et l'acquisition de terrains ;

- le bruit pourrait provenir principalement de l'éolienne, du groupe électrogène. Pour assurer la tranquillité des riverains, les aérogénérateurs seront installés à plus de 500 mètres loin des habitants ;

- le projet entraînera manifestement la perte et la transformation de l'habitat et peut également perturber la faune. Ceci dit, l'impact est faible dans l'ensemble parce qu'il n'est pas prévu de grandes acquisitions de terrain et que la zone ne renferme quasiment pas d'espèces protégées ;

- le projet risque également d'être affecté par l'arrivée de migrants. La principale mesure d'atténuation susceptible de ramener au minimum l'impact du projet sur la population réside dans la conception ainsi que dans le choix de l'emplacement de la centrale et de la ligne de transport dans les zones inhabitées. Le choix du site retenu a été dicté par le souci de réduire autant que possible les réinstallations ;

Considéré du point de vue économique, les projets d'énergie renouvelables ne sont pas toujours compétitifs avec les solutions classiques d'électrification [10]. Mais du point de vue environnement, les énergies renouvelables n'ont aucun impact positif sur l'environnement. En effet, l'utilisation du système hybride (éolien-solaire) n'induit pas de cout d'entretien, de l'environnement car :

- pas de coûts de sécurité pour la protection des installations comme c'est le cas des puits de pétrole ou des centrales nucléaires.

Il y a lieu de citer d'autres paramètres qualitatifs tout aussi importants que ceux précédents liés surtout au confort de l'utilisation :

- indépendance du système et peu de maintenance (coût d'opération négligeable) ;

IV.2 Bilan de puissance énergétique

Il est question de recenser tous les équipements existants ainsi que leur puissance, et d'évaluer la durée de fonctionnement ceci afin d'en déduire la consommation journalière quotidienne. Nous évaluerons ces besoins en effectuant au préalable un bilan primaire puis suivra un bilan secondaire ou final.

- La puissance totale nécessaire pour un accès à Internet est de 4356,83 W 4,4 KW.

- La puissance totale nécessaire pour les accessoires est de 4991,83 W 4,991 KW.

Le signal de télévision sera capté à partir d'une antenne VSAT reliée à une antenne de réémission. Pour un rayon de 10 Km, un émetteur de 50 W sera suffisant. Ainsi, la consommation journalière de l'équipement de télévision par satellite est de 1200 Wh/J 1, 2.

N°	Désignation	Quantité	Puissance nominale (W)	Tension (V)	Coefficient d'utilisation	Temps d'utilisation par jour (h)	Consommation journalière (Wh/j)	Locaux concernés
Consommation énergétique d'une concession
1	Lampes	5	65	220	1	12	3900	Salon
2	Lampes	4	32	220	1	6	768	Cuisine
3	Lampes	4	32	220	1	1,5	192	Grenier
4	Lampes	10	80	220	1	12	9600	Chambres
5	Lampes	2	16	220	1	4	128	Toilettes
6	Lampes	6	13	220	1	12	936	Extérieur
7	Télévision	1	50	220	1	3	300	Chef de famille
8	Radio	5	100	220	1	3	300	Poste radio par case
9	Téléphone portables	8	16	220		3	48	/
10	Lampes	8	65	220	1	8	4160	Ecole primaire
11	Lampes	2	80	220	1	12	1920	Ecole primaire
12	Lampes	2	65	220	1	8	1040	Eglise
	Totaux	/	404	/	/	/	23.292

Tableau 3: Bilan de Puissance d'une concession et structures sociocommunautaires

La consommation journalière totale d'une concession est de 16,172 KWh/J. Ainsi, la consommation journalière des 14 concessions est de 226,408 KWh/J. Ajouté à la consommation de l'église et de l'école du village, on a : 231,608 KWh/J.

La puissance nécessaire pour l'implémentation de la téléphonie mobile est de 5790,432W 5, 790432 KW. Soit une consommation journalière de 138,970368KWh/J.

Ce télécentre communautaire comprend une salle commerciale, une salle de réunion, un local technique, un magasin,un bureau pour le gestionnaire du télécentre, trois cabines téléphoniques, trois guichets pour les services associés tels que transfert de fonds,un bureau pour le receveur du bureau de poste, un bureau pour les exploitants des télécentres communautaires, un scanner , une imprimante à jet d'encre , une photocopieuse , dix ordinateurs.

N°	Désignation	Quantité	Puissance nominale (W)	Tension (V)	Coefficient d'utilisation	Temps d'utilisation par jour (h)	Consommation journalière (Wh/j)	Observations
Télécentre communautaire
1	Ordinateurs	10	835	220	1	8	66800
2	Imprimante	1	50	220	1	8	400
3	Package d'accès à Internet	1	4400	220	1	8	35200
4	Switch 16 ports	1	15	220	1	8	120
5	Onduleurs	7	400	220	1	8	22400	Protection ordinateurs
6	Fax	1	558	220	1	1	558
7	Photocopieuse	1	130	220	1	2	260
8	Scanner	1	25	220	1	4	100
9	Eclairage	14	36	220	1	3	1512
10	Taxeur	1	/	/	1	/	Négligeable
Logements
11	Fer à repasser	9	36	220	1	12	3888
12	Réfrigérateur	1	1000	220	1	2	2000
13	Téléviseur	1	250	220	1	24	6000
16	Chauffe eau	1	800	220	1	1	800
17	Radio	1	20	220	1	12	240
	Totaux	/	6620	/	1	/	140,278

Cas d'un centre santé : il comprend entre autre une salle de consultation, une salle d'accouchement, une salle d'hospitalisation de 10 lits, deux toilettes, un laboratoire, un bureau et une pharmacie avec réfrigérateur et un climatiseur.

La consommation journalière totale du centre de santé est de 23,865 KWh/J.

Figure 8 : Répartition de la consommation électrique par locaux sur la base de la puissance réelle

La répartition d'énergie dans le site est donnée par la figure ci-dessus entre les équipements de télécommunication, du centre de santé, et des concessions. On remarque que les équipements de télécommunications nécessitent 52% des besoins en énergie, alors que les concessions et le centre de santé représentent 48%. Cette répartition est convenable aux attentes du projet.

IV.3 Capacité du parc des batteries

Connaissant la consommation journalière du village, nous allons évaluer la capacité du parc de batteries de la localité. Le détail des calculs est présenté en annexe 2. La puissance souhaitée est calculée par association de plusieurs de ces éléments et en tenant compte des modules standards. La batterie choisie est la batterie OPZV solaire de capacité 4600 Ah / 24 V (Annexe IX), c'est une batterie fermé à décharge profonde. On obtient :

Tableau 8 : Récapitulatif du nombre de batterie OPZV nécessaire par local.

IV.4 Dimensionnement du système de génération

IV.4.1 Système photovoltaïque

Le tableau ci-dessous résume tous les résultats obtenus des calculs qui ont été fait sur la puissance photovoltaïque crête du système et le nombre de panneaux du champ photovoltaïque.

Tableau 11 : Résumé des résultats de calcul obtenu du système photovoltaïque

Les spécifications techniques des panneaux solaires sont données en annexe 10.

IV.4.2 Système Diesel

En considérant les résultats du bilan de puissance, nous avons la possibilité d'utiliser un groupe électrogène de 635 kVA, ou alors deux (02) ACB 275-290 kVA. Pour éviter un fonctionnement à vide des groupes électrogènes, il faut que la puissance appelée soit au moins égale au tiers de sa puissance nominale. Pour cela, et pour des raisons de maintenance, et d'extension futur, nous choisissons trois groupes insonorisés ACB 275-265 kVA en normal et 290 kVA en secouru. Le système de synchronisation prévu permet le démarrage en cascade des groupes électrogènes du local énergie. Toutes les spécifications technologiques de ces groupes sont données en annexe 11. Deux groupes seront installés et une assise sera laissée pour le troisième ceci à des fins d'extension future. Le tableau ci-dessous donne un récapitulatif sur les groupes électrogènes :

Tableau 12 : Récapitulatif des puissances et prix des groupes électrogène

Compte tenu de la vitesse du vent sur le site, et en nous basant sur la méthodologie donnée en annexe 3. Nous résumons les caractéristiques de l'aérogénérateur dans le tableau ci-dessous :

Tableau 13 : Récapitulatif des puissances et caractéristiques pour éolienne

Il faut des pales de 12 m de longueur (24m de diamètre) pour développer une puissance de 200 kW.

IV.5 Dimensionnement du régulateur et de l'onduleur

IV.5.1 Régulateurs

Pour notre système, on choisit un régulateur MPPT, parce que la technologie de ce régulateur est sans doute la meilleure ; il convient à notre application compte tenu de sa grande puissance. Ce régulateur garantie une récupération maximale de la puissance provenant des panneaux photovoltaïque en mesurant en permanence le courant et la tension. De plus, il stoppe la charge lorsque celle-ci est terminée. Ce régulateur peut travailler dans une vaste gamme de température. Nous utiliserons les régulateurs de type Solarix MPPT 48V/80A (Voir annexe 12). Le tableau ci-dessous résume les régulateurs utilisés pour chaque partie du système :

IV.5.2 Onduleurs

Nous utiliserons les onduleurs centraux de type Studer car leur rendement est suffisant au point de fonctionnement de la charge (voir fiche technique en annexe 13).

Le tableau ci-dessous résume les onduleurs utilisés pour chaque partie du système :

IV.6 Dimensionnement des accessoires

IV.6.1 Installation de la centrale électrique

Les armoires de synchronisation et les armoires du SEH seront installées dans un local aménagé (Voir Annexe 14).

IV.6.2 Dimensionnement des massifs

IV.6.3 Section des conducteurs pour groupes électrogènes

D'après la norme C15-500, la section du neutre ne doit pas être inférieure à la moitié de celle du conducteur de phase. Nous choisissons le câble 2x150 mm. Le tableau 17 ci-dessous résume les différents câbles de puissance et du neutre pour les liaisons groupes électrogènes-cellules puissance de l'armoire de synchronisation.

Tableau 17 : Type de câbles de puissance et câble de neutre pour les liaisons groupes électrogènes -Cellules puissance de l'armoire de synchronisation.

Nous allons utiliser du câble de 12G1,5 souple de cuivre pour la liaison Groupe électrogène cellule groupe de l'armoire de synchronisation.

Tableau 18 : Câbles de commande pour les liaisons groupes électrogènes -Cellules groupes de l'armoire de commande

Au vu des contraintes liées à la nature des récepteurs (récepteurs sensibles), au vu des sites similaires et pour minimiser les contraintes liées à l'exploitation du réseau, assurer une meilleur continuité de service, nous optons pour le régime de neutre IT pour l'ensemble de l'installation.

· · · · Les longueurs des câbles sont tirées des résultats obtenus plus haut. Le tableau 19 donne les différentes chutes de tension entre les groupes électrogènes et le Tableau Général Basse Tension (TGBT).

Le système de synchronisation permet de bien organiser le fonctionnement des groupes électrogènes. Aucun des groupes n'étant configurés comme maître ils peuvent tous démarrer suivant le choix de l'opérateur. On peut les démarrer à tour de rôle pour équilibrer l'usure et le temps de fonctionnement.

Pour dimensionner le réservoir, nous supposons que chacun des groupes fonctionnera 720h/an. Chaque groupe fonctionne à 100% de charge C_unitaire = 63,4x720=45648 litres/an.

Ce réservoir journalier sera équipé en entrée d'une électrovanne et d'un capteur de niveau qui permettent son remplissage automatique.

Pour améliorer la qualité du gasoil, un filtre séparateur sera monté en amont du réservoir journalier.

L'emplacement du réservoir devra être judicieusement choisi par le maître d'oeuvre en commun accord avec le maître d'ouvrage, et en respectant toutes les conditions d'hygiène, sécurité et environnement. Il peut être enterré ou à l'air libre, dans ce cas il devra être protégé (Voir annexe 17).

IV.6.4 Section des conducteurs pour système photovoltaïque

IV.6.5 Câblage

La figure 6 illustre la configuration réelle du site et un exemple de simulation du site est donnée en annexe 15 :

IV.6.6 Planning prévisionnel des travaux

Afin de présenter notre planning prévisionnel, nous avons utilisé l'outil de gestion de projet dénommé "Diagramme de GANTT".

Le diagramme de GANTT de la figure 11 commence à partir de l'étude d'impact environnementale réalisé par un cabinet d'études le 02 janvier 2013 et se termine le jour du transfert des compétences à l'équipe chargé de la maintenance du système le 04 octobre 2013. Il résume les principales étapes des travaux de mise en place du projet d'énergie pour les télécommunications et l'habitat. Il est à noter en effet que toutes les taches découlent de la rubrique intitulée « Installation de chantier et approvisionnement du matériel» car c'est elle qui marque le début effectif de travaux de mise en place des trois sources d'énergies.

IV.7 Gestion de l'énergie

IV.7.1 Pilotage et contrôle :

- le pilotage et le contrôle de l'énergie est assuré à distance depuis le local énergie et ceci depuis l'armoire électrique ;

- une supervision graphique pour le suivi dynamique de l'installation sera mise en place ceci à partir d'un microordinateur pentium de fréquence élevée dotée d'un système d'exploitation de dernière génération, et d'une RAM de bonne capacité pourra assurer convenablement cette mission qui est essentiellement liée à la maintenance. Cette supervision permet le diagnostique du système et l'analyse de ses performances.

IV.7.2 Déconnexion du générateur photovoltaïque :

- la gestion du système (déconnexion du générateur photovoltaïque, délestages sur la consommation, mise en route du générateur d'appoint..) est faite à l'aide de convertisseurs statiques dont la gestion des degrés de liberté obéit au contrôle de certains seuils [13]. Cette gestion est basée sur une régulation de tension, ou plutôt sur la force électromotrice des batteries. Le système photovoltaïque constitue donc un système à seuils ;

- définition d'un « point milieu » dans le câblage du générateur photovoltaïque est nécessaire car, le courant produit est diminué dans une proportion équivalente au nombre de branches mises hors circuit.

IV.7.3 Protection

Tout choc électrique doit être évité aux cellules, qui sont des éléments fragiles. En particulier, elles peuvent être détruites par un échauffement excessif par effet Joule si elles deviennent réceptrices de courant. Les modules doivent donc être protégés par des diodes.

IV.7.4 Sureté de fonctionnement et Maintenance

La fiabilité du système sera définie par l'évaluation des taux de défaillance au cours du fonctionnement de la centrale. L'annexe 16 donne l'AMDEC du système hybride.

Un modèle de liste de contrôle d'exploitation et d'entretien pour le système est donné en annexe 8.

IV.8 Analyse financière du projet Les résultats de l'analyse financière sont donnés dans le tableau ci-dessous : IV.8.1. Station relais CALCUL ECONOMIQUE
Calcul économique pour la durée de vie du système
Description du projet
Durée de vie du système	20	ans	Ensoleillement			4,78	kWh/m²/J
Puissance du générateur PV	42173,93	Wc
Paramètres économiques			Production journalière d'énergie
1. Taux d'intérêt (i) =	10%		Production annuelle d'énergie
2. Taux d'investissement (inv) =	8%
3. Taux d'inflation (inf) =	3%
4.Taux d'actualisation net (2-3) (t) =	5%
Poste				Durée de la période	Valeur présente	Coeff. Pour annuité		Coeff. D'actual uniforme	valeur actualisée
	Nombre	Prix unit	Prix total	n	V	i*(1+i)^n/((1+i)^n)-1	1/(1+t)^n	1-(1+t)^-n/t	Va
1. Coût initial
Modules	384	280 000	107 520 000
Regulateur	33	872 683	28 798 539
Support pour modules	Wc	200	8 434 800
Armoire de commande	Wc	200	8 434 800
Câbles et divers accessoires	Wc	250	10 543 500
Génie civil	Wc	300	12 652 200
Main d'oeuvre	Wc	200	8 434 800
Total A			184 818 639
Batterie	22	619 986	13 639 692
Onduleur	8	1 803 003	14 424 024
Total B			28 063 716
Frais géneraux	7%		1 964 461
Total Coût initial (A+B+frais gen)			214 846 816
1. Amortissememt annuel
Total A + Frais géneraux					186783100
- Annuités A				20	2185363	0,117		12,462	27 233 994
Total B					28063716
- Annuités B				7	5753062	0,205		5,786	33 287 216
2. Exploitation et maintenance
Coût d'exploitation (Annuel)		3%		20	6445405			12,462	80 322 638
Coût de maintenance (Annuel)		1%		20	2148469			12,462	267 742 211
3. Coût de l'énergie d'appoint
Coût du gaz-oil (annuel)
4. Remplacement
Batterie				7	13639692		0,711		9 697 822
Onduleur				7	14424024		0,711		10 255 481,06
Total									6 568 707
5. Valeur de rachat									0
					0				0
Coût actualisé				Postes	(1+2+3+4+5)				435 108 069
Coût par Wc									10317

Tableau 21 : Cout actualisé des éléments photovoltaïques pour station relais

Le coût actualisé est de 435 108 069 FCFA(Quatre cents trente cinq millions cent huit milles zéro soixante neuf francs CFA). C'est la dépense à effectuer sur 20 ans pour une alimentation des stations relais.

IV.8.2 Centre hospitalier

CALCUL ECONOMIQUE
Calcul économique pour la durée de vie du système
Description du projet
Durée de vie du système	20	ans	Ensoleillement			4,78	kWh/m²/J
Puissance du générateur PV	21039	Wc
Paramètres économiques			Production journalière d'énergie
1. Taux d'intérêt (i) =	10%		Production annuelle d'énergie
2. Taux d'investissement (inv) =	8%
3. Taux d'inflation (inf) =	3%
4.Taux d'actualisation net (2-3) (t) =	5%
Poste				Durée de la période	Valeur présente	Coeff. Pour annuité		Coeff. D'actual uniforme	valeur actualisée
	Nombre	Prix unit	Prix total	n	V	i*(1+i)^n/((1+i)^n)-1	1/(1+t)^n	1-(1+t)^-n/t	Va
1. Coût initial
Modules	192	280 000	53 760 000
Regulateur	17	872 683	14 835 611
Support pour modules	Wc	200	4 207 888
Armoire de commande	Wc	200	4 207 888
Câbles et divers accessoires	Wc	250	5 259 860
Génie civil	Wc	300	6 311 832
Main d'oeuvre	Wc	200	4 207 888
Total A			88 583 079
Batterie	12	619 986	7 439 832
Onduleur	7	1 803 003	12 621 021
Total B			20 060 853
Frais géneraux	7%		1 404 259
Total Coût initial (A+B+frais gen)			102 608 359
1. Amortissememt annuel
Total A + Frais géneraux					108 643 932
- Annuités A				20	19229976	0,117		12,462	239 643 961
Total B					20060853
- Annuités B				7	22272007	0,205		5,786	128 865 828
2. Exploitation et maintenance
Coût d'exploitation (Annuel)		3%		20	3259318			12,462	40 617 621
Coût de maintenance (Annuel)		1%		20	10864393			12,462	135 392 066
3. Coût de l'énergie d'appoint
Coût du gaz-oil (annuel)
4. Remplacement
Batterie				7	7439832		0,711		5 289 721
Onduleur				7	12621021		0,711		8 973 546
Total									14 263 267
5. Valeur de rachat									0
					0				0
Coût actualisé				Postes	(1+2+3+4+5)				558 782 743
Coût par Wc									26559

Tableau 22 : Cout actualisé des éléments photovoltaïques pour le centre hospitalier

Le coût actualisé est de 558 782 743 FCFA (Cinq cents cinquante huit millions sept cents quatre vingt deux milles sept cents quarante trois francs CFA). C'est la dépense à effectuer sur 20 ans pour une alimentation d'un centre hospitalier.

IV.8.3 Télécentre communautaire et logements

CALCUL ECONOMIQUE
Calcul économique pour la durée de vie du système
Description du projet
Durée de vie du système	20	ans	Ensoleillement			4,78	kWh/m²/J
Puissance du générateur PV	42173,93	Wc
Paramètres économiques			Production journalière d'énergie
1. Taux d'intérêt (i) =	10%		Production annuelle d'énergie
2. Taux d'investissement (inv) =	8%
3. Taux d'inflation (inf) =	3%
4.Taux d'actualisation net (2-3) (t) =	5%
Poste				Durée de la période	Valeur présente	Coeff. Pour annuité		Coeff. D'actual uniforme	valeur actualisée
	Nombre	Prix unit	Prix total	n	V	i*(1+i)^n/((1+i)^n)-1	1/(1+t)^n	1-(1+t)^-n/t	Va
1. Coût initial
Modules	384	280 000	107 520 000
Regulateur	33	872 683	28 798 539
Support pour modules	Wc	200	8 434 800
Armoire de commande	Wc	200	8 434 800
Câbles et divers accessoires	Wc	250	10 543 500
Génie civil	Wc	300	12 652 200
Main d'oeuvre	Wc	200	8 434 800
Total A			184 818 639
Batterie	22	619 986	13 639 692
Onduleur	8	1 803 003	14 424 024
Total B			28 063 716
Frais géneraux	7%		1 964 461
Total Coût initial (A+B+frais gen)			214 846 816
1. Amortissememt annuel
Total A + Frais géneraux					186783100
- Annuités A				20	2185363	0,117		12,462	27 233 994
Total B					28063716
- Annuités B				7	5753062	0,205		5,786	33 287 216
2. Exploitation et maintenance
Coût d'exploitation (Annuel)		3%		20	6445405			12,462	80 322 638
Coût de maintenance (Annuel)		1%		20	2148469			12,462	267 742 211
3. Coût de l'énergie d'appoint
Coût du gaz-oil (annuel)
4. Remplacement
Batterie				7	13639692		0,711		9 697 822
Onduleur				7	14424024		0,711		10 255 481,06
Total									6 568 707
5. Valeur de rachat									0
					0				0
Coût actualisé				Postes	(1+2+3+4+5)				435 108 069
Coût par Wc									10317

Tableau 23 : Cout actualisé des éléments photovoltaïques pour le Télécentre communautaire et logements

Le coût actualisé est de 435 108 069 FCFA (Quatre cents trente cinq millions cent huit milles zéro soixante neuf francs CFA) . C'est la dépense à effectuer sur 20 ans pour une alimentation du télécentre communautaire.

IV.8.4 Appareils de concessions

CALCUL ECONOMIQUE
Calcul économique pour la durée de vie du système
Description du projet
Durée de vie du système	20	ans	Ensoleillement			4,78	kWh/m²/J
Puissance du générateur PV	70979	Wc
Paramètres économiques			Production journalière d'énergie
1. Taux d'intérêt (i) =	10%		Production annuelle d'énergie
2. Taux d'investissement (inv) =	8%
3. Taux d'inflation (inf) =	3%
4.Taux d'actualisation net (2-3) (t) =	5%
Poste				Durée de la période	Valeur présente	Coeff. Pour annuité		Coeff. D'actual uniforme	valeur actualisée
	Nombre	Prix unit	Prix total	n	V	i*(1+i)^n/((1+i)^n)-1	1/(1+t)^n	1-(1+t)^-n/t	Va
1. Coût initial
Modules	646	280 000	180 880 000
Regulateur	54	872 683	47 124 882
Support pour modules	Wc	200	14 195 800
Armoire de commande	Wc	200	14 195 800
Câbles et divers accessoires	Wc	250	17 744 750
Génie civil	Wc	300	21 293 700
Main d'oeuvre	Wc	200	14 195 800
Total A			309 630 732
Batterie	36	619 986	22 319 496
Onduleur	23	1 803 003	41 469 069
Total B			63 788 565
Frais géneraux	7%		4 465 199
Total Coût initial (A+B+frais gen)
1. Amortissememt annuel
Total A + Frais géneraux					314095931
- Annuités A				20	36 749 224	0,117		12,462	458 079 075
Total B					63 788 565
- Annuités B				7	13 076 656	0,205		5,786	75 661 531
2. Exploitation et maintenance
Coût d'exploitation (Annuel)		3%		20	9 422 878			12,462	117 427 905
Coût de maintenance (Annuel)		1%		20	3140959,3			12,462	39 142 635
3. Coût de l'énergie d'appoint
Coût du gaz-oil (annuel)
4. Remplacement
Batterie				7	22 319496		0,711		15869162
Onduleur				7	41 469069		0,711		29 484509
Total									45353670
5. Valeur de rachat									0
					0				0
Coût actualisé				Postes	(1+2+3+4+5)				694846816
Coût par Wc									9790

Tableau 24 : Cout actualisé des éléments photovoltaïques pour les concessions

Le coût actualisé est de 694 846 816 FCFA (Six cents quatre vingt quatorze millions huit cents quarante six milles huit cents seize francs CFA). C'est la dépense à effectuer sur 20 ans pour une alimentation des concessions.

IV.8.5 Groupes électrogènes

Les prix des groupes électrogènes et accessoires sont donnés dans le tableau ci-dessous :

On en déduit de ce tableau un coût direct d'investissement sur les générateur Ig = 168.097.794 FCFA (Cent soixante huit millions zéro quatre vingt dix sept milles sept cents quatre vingt quatorze Francs CFA).

Dépenses résultantes actualisées d'un système de production à groupe électrogène

Nous présenterons de façon explicite les résultats des deux premières années. Puis, nous présenterons à l'annexe 20 les résultats obtenus sur les 20 ans.

Les dépenses en lubrifiants représentent en générale 15% des dépenses en carburants et la maintenance annuelle représente 20% du coût du groupe [12].

- C_f : Coût horaire de fonctionnement du groupe (C_f = N_g * P_car)

Le tableau ci-dessous résume les prix des différents câbles en fonction des sections :

Ces prix sont ceux donnés par les magasins de la place. Les longueurs des câbles sont fonctions de la configuration réelle du site présentée précédemment. Si P_ca est le prix total des câbles, nous pouvons écrire :

Ces câbles resteront inchangés durant toute la période de référence car ils ont une durée de vie de 20 ans.

La fonction d'actualisation F vaut 1 pour la première année relativement à un système à groupe électrogène. Les dépenses résultantes actualisées de ce système valent :

Les dépenses résultantes actualisées pour un système à groupe électrogène sur deux ans valent :

Les dépenses actualisées sur une période de vingt (20) ans sont de 9.120.356.572 et sont résumées en annexe 21.

IV.8.6 Système de production éolienne

V.DISCUSSION ET ANALYSES

V.1 Résultats à analyser

Les résultats qui seront analysés sont les données de dimensionnement pour les panneaux solaires, les éoliennes, la génératrice diésel et l'onduleur pour les différents systèmes. Ensuite, les coûts d'opération (les annuités), le coût total à sa valeur actuelle du système ainsi que le coût de l'énergie en FCFA/kWh et le pourcentage d'excès d'énergie seront analysés. Différentes analyses de sensibilité sur les coûts seront aussi détaillées.

V.2 Analyse des résultats généraux et des simulations

En parcourant tous les résultats et simulations, on en déduit tout d'abord que le profil de consommation et le gisement ont une influence complexe sur les coûts et l'excès d'énergie, alors que le coût de revient de l'énergie en FCFA/kWh est simplement lié au gisement de la source d'énergie (solaire ou éolienne).

Dans le cas des systèmes seuls autonomes [10,12], les coûts initiaux pour le photovoltaïque sont très élevés et le coût de revient d'énergie aussi, alors que pour l'éolien et le diésel, le coût de revient est similaire. La seule différence est issue de la provenance des coûts, le système éolien a des coûts initiaux importants, alors que la génératrice diésel a des coûts en carburant non négligeables.

Globalement, les systèmes éolien-photovoltaïques sans génératrice performent mieux que les systèmes photovoltaïque et éolien seuls et nécessitent moins de batteries.

V.3 Systèmes hybrides avec analyses de sensibilité avec consommation totale

Pour la comparaison des systèmes hybrides autonomes, le système éolien-diésel avec batteries est le choix optimal avec les coûts offerts présentement. Si on effectue des analyses de sensibilité sur les différents coûts des équipements, le système photovoltaïque-éolien-diésel avec batteries devient intéressant et le système photovoltaïque avec batteries est toujours bon dernier.

V.4 Analyse de sensibilité pour les systèmes hybrides avec modification du coût des batteries

En comparaison avec la situation initiale et d'autres travaux similaires [3], l'augmentation du coût de 15 % des batteries n'affecte pas le système.

V.5 Analyse de sensibilité pour les systèmes hybrides avec modification du coût des éoliennes

L'augmentation du coût de 15 % des éoliennes n'affecte pas le système, alors qu'une diminution de 25% peut entrainer l'utilisation du système photovoltaïque ce qui est à éviter.

V.6. Analyse de sensibilité pour le système hybride avec modification du coût des panneaux

Une augmentation de 15 % a été considérée et une diminution de 50 % du coût des panneaux étant donné que depuis les dernières années le coût des panneaux ne cesse de diminuer. Pour l'augmentation de 15 %, pas d'influence sur le système, donc l'augmentation du coût n'a pas d'influence sur les systèmes hybride.

En somme, même une diminution significative du coût des panneaux améliore peu le sort des systèmes photovoltaïque, cependant le système hybride éolien-diésel-photovoltaïque avec batteries est à favoriser.

V.7 Analyse sur les systèmes de génération

V.7.1 Situation générale

L'utilisation de génératrices carburant aux énergies fossiles représente la situation générale actuelle dans les sites isolés africains malgré quelques avancées qui ont été faites en utilisant des systèmes hybrides avec une génératrice diésel et des éoliennes. Il n'est reste pas moins que les systèmes utilisent beaucoup de carburant fossile.

V.7.2 Analyse système hybride éolien-photovoltaïque en comparaison avec les systèmes photovoltaïques et éolien seuls

Le rendement du système hybride hors réseau est bon, le surcoût occasionné par l'ajout d'un système photovoltaïque à un système éolien peut être compensé par les économies réalisées suite à la réduction du nombre d'accumulateurs nécessaires ; ou suite à la réduction du nombre d'éoliennes ou de panneaux solaires nécessaires.

Les systèmes hybrides avec génératrice diésel sont préférables au système diésel seul, mais les systèmes hybrides sans génératrice ne sont pas préférables.

Si les rendements du système hybride hors réseau sont bons, le surcoût occasionné par l'ajout d'un système photovoltaïque à un système éolien peut être compensé par les économies

réalisées suite à la réduction du nombre d'accumulateurs nécessaires ou suite à la réduction du nombre d'éoliennes ou de panneaux solaires nécessaires.

L'hypothèse principale de ce travail est que si un système photovoltaïque est joint à un système éolien hors réseau, cela permet de diminuer les moments sans apport d'énergie, donc on diminue les possibilités d'intermittence du système.

De plus généralement, une installation photovoltaïque seule n'est pas rentable au Sud Cameroun vues les conditions d'ensoleillement et les conditions climatiques. Ces conditions dépendent grandement de la localisation du site choisi.

V.8 Analyse financière

L'étude comparative des générateurs renouvelables et fossiles a permis de ressortir que sur une période de 20 ans, le générateur renouvelable est très compétitif. En effet :

L'usage du groupe électrogène est plus onéreux que celui du générateur renouvelable dès l'implémentation. Ceci est dû à :

V.9 Analyse environnementale

Les exigences du protocole de Kyoto [10] imposent que notre avenir énergétique soit basé sur des énergies non polluantes ayant des ressources importantes. Le photovoltaïque, et l'éolienne sont des jeunes énergies renouvelables dans la production de l'énergie électrique. Ils pourront devenir l'énergie du futur, parce que l'électricité qu'ils produisent respecte globalement l'environnement grâce à sa faible émission de CO2, ce qui participe à diminuer les émissions à effet de serre. Ainsi on peut dire que le photovoltaïque répond aux exigences du protocole de Kyoto, et que c'est une énergie qui sera exploitée et utilisée.

V.10 Analyse sociale

Outre une réduction significative d'émissions de CO₂ sur une période de 20 ans, le projet améliore les conditions sanitaires par la prévention des maladies respiratoires, diminue les dépenses énergétiques des ménages concernés de près de 40% et génère des emplois par an pour l'installation des infrastructures, dynamisant la fabrication locale des technologies et assurant la formation des électriciens et constructeurs locaux.

VI.CONCLUSION

Arrivé au terme de ce travail, dont l'objectif était d'optimiser un générateur électrique utilisant les énergies renouvelables destiné à l'alimentation d'un système de télécommunications et l'habitat, il nous semble opportun de dire effectivement ce qui a été fait :

- nous avons identifié un site approprié pour l'étude et réaliser la collecte des données nécessaires (habitats, populations, météorologiques, impact environnemental);

- nous avons dimensionné les éléments de stockage en tenant compte des sources d'énergies renouvelables (fluctuantes et variables) ainsi que des profils d'utilisation au niveau de charge ;

- nous avons procédé au choix d'une architecture électrique qui a donné lieu à une étude approfondie avant d'effectuer une sélection d'une topologie adaptée à la production décentralisée d'énergie électrique;

- nous avons élaboré une analyse financière pour une éventuelle mise en place de ce générateur.

Nous pouvons affirmer sans pour autant prétendre à l'exhaustivité que toute l'analyse et toute la conception du projet de « Développement et gestion d'un système d'énergies renouvelables multi sources avec stockage pour les télécommunications et l'habitat » ont été faites.

L'implémentation a été amorcée et nécessite davantage de temps pour en arriver à une solution totalement exploitable par l'entreprise. La mise en place d'un tel générateur permettra aux populations implantées en milieu rural ou isolé du territoire Camerounais d'être alimenté d'une façon permanente sans aucune pénurie et selon la disponibilité des ressources énergétiques renouvelables. Ce travail revêt une dimension toute particulière quand on connaît l'importance de la disponibilité permanente d'énergies pour les systèmes de téléphonie.

Etant donné donc l'importance capitale de l'énergie pour les systèmes de téléphonie, notre travail retient l'attention de tous les départements de RascomStar-QAF qui ont tous pour objectif principal d'assurer la stabilité du réseau.

Nous exultons pour notre modeste contribution quant à l'optimisation du générateur électrique en zone rurale africaine. En outre, ces quatre mois de projet nous ont permis d'acquérir des attitudes positives tant dans le domaine de la recherche académique que dans le volet professionnel. L'optimisation d'un générateur à énergies renouvelables n'est plus un mystère, nous pensons que les résultats de ce travail, amélioreront d'une manière significative la production de l'énergie électrique en zone rurale ou isolé.

VII.RECOMMANDATIONS-PERSPECTIVES

VII.1 Recommandations

- mettre un accent particulier sur la formation des exploitants et des techniciens de la centrale à l'utilisation du matériel ;

- que la sécurité incendie soit garantie sur site à cause des risques d'incendie électrique et ceux liés à la présence d'hydrocarbures ;

- que le hangar qui devra abriter les groupes électrogènes soit haut pour permettre une bonne circulation de l'air et éviter le recyclage des gaz d'échappements ;

- une bonne politique de maintenance pour garantir la longévité des équipements ;

- que le couplage des sources d'énergies soit fait par un technicien habilité.

VII.2 Perspectives

Ce travail dans le fond et dans la forme peut subir des améliorations. En effet, il serait intéressant par exemple, d'un point de vue conceptuel, de proposer pour chaque site rural ou isolé le générateur optimisé à utiliser. Toutes ces informations peuvent être contenues dans un logiciel. L'on pourrait également au sein de la même application intégrer des graphiques qui nous fourniront les statistiques sur le réseau et nous permettront de faire des prévisions. Une autre perspective serait de configurer le module de dimensionnement de chaque système.

Bibliographie-Médiagraphie

[1]	Abdel Kader Ould Mahmoud « Caractérisation, Modélisation, fonctionnement et impact d'un système hybride pour l'alimentation de charges mixtes », thèse de doctorat, Université Cheik Anta Diop de Dakar, Novembre 2008.
[2]	Alireza PAYMAN, « Contribution à la Gestion de l'Energie dans les Systèmes Hybrides Multi-sources Multi-charges », thèse de doctorat, Institut National Polytechnique de Lorraine, Juillet 2009.
[3]	Brahim LAHOUEL, « Les nouvelles technologies de l'information et de la communication : L'emploi et le Tiers-Monde », Bruxelles : GRESEA, 2009,pp 40-90.
[4]	Damien PAIRE, « Dimensionnement et gestion d'énergie de systèmes d'entrainements électriques hybrides : application à un ascenseur avec récupération d'énergie », thèse de doctorat, Université de technologie de Belfort-Montbéliard, décembre 2010.
[5]	EKO MVONDO André Patrick, « Etude de projet de la centrale électrique de Koumbé chez PHP », Mémoire de fin d'études à l'Institut International de l'Eau et de l'Environnement de Ouagadougou, Novembre 2011.
[6]	JOSÉANNE BÉLANGER-GRAVEL, « Analyse technico-économiques d'un système hybride éolien-photovoltaïque en comparaison avec les systèmes photovoltaïques et éoliens seuls », Mémoire présenté en vue de l'obtention du diplôme de maitrise ès sciences appliquées, Ecole polytechnique de Montréal, décembre 2011.
[7]	Ionel VECHIU, « Modélisation et analyse de l'intégration des énergies renouvelables dans un réseau autonome », thèse de doctorat de l'Université du Havre, décembre 2005.
[8]	M. Claude LISHOU, «Etude, Modélisation et Simulation en temps réel de systèmes Photovoltaïques à stockage d'énergie. Application à la Sûreté de Fonctionnement de centrales solaires hybrides. », Thèse de doctorat de l'Université Cheik Anta Diop de Dakar, Janvier 1998.
[9]	Majid ZANDI, « Contribution au pilotage des sources hybrides d'énergie électrique », thèse de doctorat de l'Institut National Polytechnique de Lorraine, novembre 2010.
[10]	Modou Ndiaye, « Conception et optimisation d'un modèle d'électrification hybride raccordé au réseau de distribution de la SENELEC application à la résidence hôtelière de MOUNA NDAYANE », Projet de fin d'études à l'Ecole Supérieure Polytechnique Centre de Thiès, Septembre 2003.
[11]	Morabin Armand, « Projet d'étude des éventuelles contributions que peuvent apporter au développement de la république unie du Cameroun les énergies solaires, éoliennes, et bio-méthanique », Rapport de fin d'études, Université de Yaoundé, décembre 1977.
[12]	Ndoumbé Nicole, « Energies solaires dans les télécommunications et l'habitat », Mémoire de fin d'études à l'ENSP de Yaoundé, Septembre 2008.
[13]	NZIETCHUENG Yves Mathurin, « Dimensionnement d'une centrale photovoltaïque pour les stations relais de télécommunication et l'électrification rurale (Télémédecine et Télécentre communautaire) », Mémoire de fin d'études à l'Institut International de l'Eau et de l'Environnement de Ouagadougou, Novembre 2010.

	Les sites web suivant ont été consulté pour la rédaction de ce travail :
[14]	http://www.sun-energie.fr/index.html. Site consulté le 15 Juillet 2012.
[15]	http://ww.lei.ac.be\matagne\SOLAIRE\INDEX.HTM. Site consulté le 22 Juin 2012.
[16]	http://ventderaison.com/php/ville_vent_index.php?weibull=0. Site consulté le 20 Septembre 2012
[17]	http://www.thewindpower.net. Site consulté le 15 Octobre 2012
[18]	http:// www.lei.ac.be\matagne\SOLAIRE\INDEX.HTM. Site consulté le 10 Juin 2011

VIII.ANNEXES

- Elaborer un schéma unifilaire synoptique de l'installation qui schématise la distribution (tableaux et circuits et récepteurs) ;

- Calculer la puissance d'utilisation des récepteurs en appliquant le coefficient Ku adéquat ;

- Appliquer le coefficient Ks à la somme obtenue pour déterminer la puissance du tableau ;

- Sommer les puissances des tableaux en aval qui dérivent d'un même tableau amont ;

- Pour obtenir la puissance du tableau, multiplier la somme obtenue par le Ks selon le nombre de départs ;

- Continuer de la même façon jusqu'à l'amont de l'installation (le tableau générale basse tension) ;

La puissance finale obtenue sera multipliée par le coefficient d'extension pour obtenir la puissance du transformateur.

La puissance de certaines charges comme les ordinateurs, les imprimantes et les photocopieuses est donnée par un certain nombre de constructeurs.

Selon le niveau d'éclairement normal précisé dans le cahier des charges, la puissance totale à installer est calculée par la formule [11] :

(Ce tableau a été établi pour un éclairage à incandescence. Pour un éclairage fluorescent, les puissances P sont à diviser par deux).

Nous avons pris un éclairage direct et une couleur de parois moyenne. Le tableau étant établi pour un éclairage à incandescence, la puissance obtenue par ce calcul est divisée par deux car ce sont les lampes à fluorescence qui sont conseillées pour des installations photovoltaïques.

La puissance nécessaire pour l'éclairage extérieur est estimée par 700W/100m de clôture.

Pour évaluer la puissance nécessaire pour la climatisation, nous avons pris 1 kW /50m³ comme en installation électrique si le matériel de climatisation n'est pas connu.

Les différentes charges ne sont pas utilisées à leurs pleines puissances, ni simultanément, ni en permanence. Par conséquent additionner simplement les kW absorbables de chaque charge pour en déduire la puissance consommée par l'installation, serait trop pessimiste, et conduirait à une puissance installée trop grande.

Ainsi, pour estimer la puissance d'alimentation, chaque puissance absorbable doit étre multipliée par les facteurs suivants :

Le facteur d'utilisation ku qui est le rapport entre la puissance réelle utilisée et la puissance nominale.

Le tableau ci-dessous donne les facteurs d'utilisation de quelques applications.

Le facteur de simultanéité ks qui est le rapport entre la puissance des appareils susceptibles de marcher simultanément et la puissance des appareils installés.

Ce facteur est déterminé pour chaque niveau de l'installation car dépend du nombre de circuits par coffret ou par armoire.

Par souci d'une maintenance facile nous avons choisi une installation modulaire en séparant les circuits de puissance, d'éclairage et de prise de courant soient 3 niveaux de modularité.

Nous avons utilisé les tableaux ci-après, tirés de la norme NFC 15-100 relative aux installations électriques BT, pour l'estimation des différents facteurs :

La batterie sert à stocker l'énergie produite par le champ de modules PV et l'aérogénérateur, elle est nécessaire pour faire face aux heures de non production. Nous tiendrons compte des paramètres de conception qui se greffent obligatoirement dans le dimensionnement et qui sont liés au calcul technico-économique. Il s'agit de l'autonomie, le courant de surcharge, la stabilisation de la tension.

Autonomie : le nombre de jours d'autonomie doit permettre au système de stockage de palier au système de production ; il dépend en grande partie de la radiation solaire et du potentiel éolien, de la présence du groupe électrogène de secours sur le site. Pour le Sud, T = 5 jours, par contre, pour le Nord T = 4 jours. Cette autonomie va à plus de 8 jours pour les systèmes professionnels tels que les systèmes de télécommunication. Nous travaillerons avec une autonomie de 5 jours.

Courant de surcharge. Une batterie permet de fournir un courant de surcharge pendant quelques instants, c'est-à-dire un courant plus élevé que celui que peut fournir le champ PV. Ceci est nécessaire pour faire démarrer les moteurs et les autres appareils requérant un courant de démarrage de 3 à 5 fois supérieur au courant d'utilisation.

Stabilisation de la tension. Une batterie permet de fournir une tension constante, en éliminant les écarts de tension du champ PV et en permettant aux appareils un fonctionnement à une tension optimisée. Les systèmes de stockage couramment utilisés dans les SEH sont des batteries d'accumulateur au plomb ou au cadmium nickel avec des taux de décharge respectif de l'ordre de 70% et 80%.

Il existe déjà sur le marché des batteries et des modules standards. C'est donc l'association de plusieurs de ces éléments qui permettra d'obtenir les puissances souhaitées.

Exemple : La batterie choisie est la batterie solaire OPZS de capacité 4600 Ah / 24 V.

Pour effectuer le dimensionnement, on peut simplement entrer une série de données et le logiciel donne la solution optimale parmi les données soumises. Ce n'est cependant pas nécessairement la solution optimale absolue, mais plutôt la solution optimale parmi les choix soumis. Avec une méthode itérative, celle du logiciel Homer, on pourrait arriver à la solution optimale pour un lieu donné, mais le processus peut s'avérer long si on n'a pas d'ordre de grandeur de la taille du système. De plus, on n'a aucune base de comparaison pour évaluer la justesse des résultats si on ne fait aucun calcul préalable.

Je préconise donc un dimensionnement à la main, principalement basé sur la méthode décrite dans [10], de tout le système photovoltaïque ; c'est-à-dire le dimensionnement des panneaux solaires et de tout l'équipement associé (batteries, convertisseur, onduleur, etc.). J'ai donc établi une méthodologie afin d'arriver à des résultats concluants en utilisant des calculs manuels et comparant ces résultats à ceux des travaux similaires utilisant le logiciel HOMER.

A partir de l'irradiation solaire moyenne journalière sur le plan des modules, des différentes pertes, et de la consommation journalière de l'installation, on détermine la puissance crête du générateur photovoltaïque par la relation suivante :

Kp: Facteur de correction englobant divers rendements, les pertes, ainsi qu'un coefficient de sécurité.

Dans la pratique, les études réalisées [1,2 ,3] tiennent compte de deux paramètres de conception qui interviennent dans le calcul. Il s'agit des paramètres sur l'orientation et inclinaison des modules, le chiffrage des pertes.

Orientation et inclinaison des modules : la position des modules photovoltaïques par rapport au soleil influe directement sur leur production énergétique. Il est très important de bien les placer pour les utiliser au maximum de leur possibilité. Les panneaux doivent donc pouvoir récupérer l'énergie d'un soleil dont la hauteur est faible. Il en résulte qu'au Cameroun pour une utilisation annuelle, l'inclinaison idéale est environ égale à la latitude du lieu + 10° (pour une orientation nord)^21(*). Cela donne à Campo plus exactement dans le site qu'on étudie, une implantation dite « 18° Nord » : orientation Nord et inclinaison à 18° par rapport à l'horizontale.

Les pertes ont plusieurs origines et affectent certains paramètres du système. Les villageois doivent donc effectuer un entretien régulier des panneaux pour diminuer ces pertes. On ne prendra que 5% de pertes de ce coté, et pour le rendement de la batterie on prendra une perte de 0.8. Ce qui nous donne pour le calcul final du courant de charge du champ photovoltaïque, un coefficient de pertes en courant :

Le nombre de module à associer en série est donné par la relation ci-contre :

Le nombre de module à associer en parallèle est donné par la relation ci-dessous :

La puissance photovoltaïque installée pour chaque local est donnée par la relation:

3. Déterminer les équipements nécessaires pour le système (panneaux solaires, convertisseur, batteries...).

Le groupe électrogène doit être choisi convenablement: puissance, vitesse de rotation, télécommande, sécurités moteurs, etc. et surtout une excellente régulation en tension.

- Trois groupes au minimum^22(*) sont nécessaires, en principe de puissance différente pour permettre la meilleure adaptation aux charges et éviter un fonctionnement en dessous de 30 à 50 % de la puissance nominale. Si le réseau permet d'éviter la marche en parallèle cela est préférable. Sinon, la nécessité de coupler oblige à choisir des groupes dont les puissances ne sont pas dans un rapport supérieur à 2.

- Il s'agit ici d'un cas de production d'énergie en zone isolée. La production est continue 24h/24 pendant certaines périodes (Saison sèche).

- L'option d'alimentation des charges prioritaires et sensibles ne sera pas appliquée.

Le choix du groupe se fera dans une gamme normalisée, en calculant la puissance totale en régime établi et en régime transitoire si nécessaire.

Il faut d'abord connaitre au préalable la vitesse du vent du site à étudier. Cette valeur est fournie par des institutions spécialisées.

Pour le dimensionnement des éoliennes, on peut calculer la puissance maximale pouvant être retirée du vent et la puissance pouvant être retirée d'une éolienne donnée.

Pour calculer la puissance maximale pouvant être retirée du vent à une certaine hauteur, deux équations peuvent être utilisées :

Si l'on veut connaître la puissance pouvant être retirée d'une éolienne, on doit utiliser sa courbe de puissance afin de déterminer quelle puissance peut être fournie pour une vitesse de vent donnée. Ces courbes sont dans les spécifications des éoliennes soit données sous forme graphique ou de tableaux.

Dans certains logiciels comme HOMER et RETScreen, il y a des bases de données de produits offrant le détail des courbes de puissance des éoliennes. En général, il faudrait choisir une éolienne qui fonctionne à une bonne capacité par rapport à sa capacité maximale.

Puissance moyenne évaluée à partir de la consommation énergétique Puissance moyenne évaluée à partir de la consommation énergétique

La totalité du courant généré par les modules photovoltaïques doit passer par un régulateur de charge et de décharge. Celui-ci est dimensionné de manière à pouvoir contrôler les batteries contre la surcharge. Le choix de la technologie du régulateur, shunt, série ou MPPT, est d'abord guidé par la puissance du système photovoltaïque et par le type de batterie à charger. Le régulateur shunt qui dissipe la puissance des panneaux en cas de surcharge de la batterie est mieux adapté aux petits systèmes, et le régulateur série aux plus gros systèmes.

Avant de dimensionner un régulateur, on devra décider quel type doit être installé et les options nécessaires. Sur le tableau ci-après, on a les différents types de régulateurs avec leurs avantages et inconvénients.

Tableau IV-1 : Avantages et inconvénients des différentes technologies de régulateur [12].

Une fois la technologie identifiée, le régulateur sera dimensionné d'après les paramètres suivants (indispensables) : tension, courant d'entrée et courant de sortie.

v Tension nominale (12,24 ou 48 V DC) : elle doit être celle du champ photovoltaïque.

v Courant d'entrée : c'est le courant de charge maximal que les modules sont susceptibles de débiter à un instant donné. Il doit être supporté sans problèmes par le régulateur. Pour estimer ce courant, le plus sûr est de prendre 1,5 fois le courant le de court- circuit total des modules pour un régulateur série.

v Courant de sortie : c'est le courant total maximal que peuvent tirer les récepteurs simultanément. Il dépend du mode d'utilisation des récepteurs, les bons régulateurs acceptent des courants transitoires élevés.

- la solution en courant continu souvent plus économe en énergie n'existe pas.

- la consommation éventuelle en mode d'attente ne pénalise pas trop l'installation solaire ;

- l'onduleur peut démarrer le récepteur (seul un essai est vraiment relevant) ;

- l'onduleur est protégé contre les surcharges cotées DC et AC et contre la surchauffe ;

- l'onduleur coupe les utilisations en cas de basse tension DC (protection de la batterie).

L'évaluation de la puissance d'un onduleur nécessite la prise en compte des caractéristiques suivantes :

Les ondes carrées, carrées modifiées et sinusoïdales sont les trois types d'onde produite par un onduleur. Le second type d'onde est la meilleure qualité

Il doit se situer entre 85% et 90% pour un fonctionnement à demi-charge et à plus de 90% à charge nominale. Nous choisirons un pourcentage de 90% pour notre onduleur.

Elle devrait être la plus faible possible (maximum 1 W par 1000W de puissance nominale) en fonctionnement à vide.

L'onduleur devra avoir une grande capacité de surcharge afin d'assurer la mise en service d'appareil dont la puissance de démarrage serait largement supérieure à sa puissance nominale. La compensation des pertes d'énergie au niveau de l'onduleur de rendement

se fera avec une puissance de

Ø Son courant d'entrée Ieo doit être égal au courant de sortie du convertisseur précédent. Son

courant de sortie Iso par contre doit être celui des récepteurs côté alternatif :

Nous optons pour des massifs rigides^23(*) pour chaque groupe électrogène. Ils sont moins coûteux à réaliser et plus avantageux compte tenu du fait que les groupes reposent sur des silent blocs montés sur le châssis réservoir. Ils amortissent les vibrations des groupes électrogènes. L'épaisseur du massif est déterminée à partir de son poids et de sa surface et se calcule par les relations :

Intensité que l'on peut faire passer dans un conducteur par millimètre carré.

0 - 5 mm² => 5 A/mm²
5 - 15 mm² => 4 A/mm²
15 - 50 mm² => 3 A/mm²
50 - 100 mm² => 2 A/mm

R = rho x L / S
R : Résistance de la ligne en ohm
rho : résistivité du matériau composant la ligne, 0.018 ohm mm² / m Cuivre
L : longueur de la ligne x2 pour une ligne 2 âmes en m
S : Section du câble mm²

Chute de tension :
Uc = R I = rho x L x I / S
S = rho x L x I / Uc
Il faut que la chute de tension ne soit pas supérieure à 3% pour l'éclairage d'une habitation.

Annexe VIII : MODELE DE LISTE DE CONTROLE D'EXPLOITATION ET D'ENTRETIEN POUR LE SYSTEME

Tache	Fréquence	Personnel responsable
Système d'énergie
Surveillance et tenue des registres sur l'utilisation du système.	Quotidienne	Technicien de maintenance
Formation aux procédures d'arrêt d'urgence.	Régulièrement	Technicien chargé de l'énergie
Maintient d'un inventaire des pièces de rechange.	Quotidienne	Technicien chargé de l'énergie
Eclairage
Vérification des branchements électriques.	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Nettoyage des lampes pour maintenir les niveaux de luminosité.	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Remplacement des lampes et des ballasts grillés.	En cas de besoin	Technicien chargé de l'énergie
Batteries
Vérification des raccordements électriques.	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Contrôle de la corrosion et de la propreté des bornes.	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Veiller à ce que les batteries soient complètement rechargées Régulièrement.	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Remplacement du banc de batteries.	En général, tous les 2 à 5 ans (plomb acide) et 5 à 10 ans (gel hermétique) si elles sont bien entretenues	Technicien chargé de l'énergie
Gérer le stockage et l'élimination des matières dangereuses : le recyclage des batteries, la gestion des déversements.	En cas de besoin	Technicien chargé de l'énergie
Générateurs
Entretien des niveaux de carburant et d'huile de lubrification.	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Changement de l'huile et du filtre à huile.	Voir les instructions du fabricant	Technicien chargé de l'énergie
Entretien de routine : vérification et resserrages des boulons, remplacement du filtre à carburant.	Régulièrement	Technicien chargé de l'énergie
Révisions mineures et majeures à intervalles réguliers.	Régulièrement	Technicien chargé de l'énergie
Gérer le stockage des matières dangereuses : carburant diesel, huile moteur et élimination de l'huile moteur usagée.	En cas de besoin	Technicien chargé de l'énergie
Panneaux photovoltaïques
Nettoyage des panneaux solaire avec de l'eau et un chiffon doux--procéder ainsi avec soin tous les matins et tous les soirs; les panneaux solaires et les toits seront extrêmement chauds pendant les heures ensoleillées.	Quotidienne pendant la saison sèche ; mensuelle dans les zones ou saisons moins poussiéreuses	Technicien chargé de l'énergie
Vérification du câblage du système pour tout raccordement desserré ou corrosion.	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Vérification de tous les fusibles et disjoncteurs.	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Pour les systèmes équipés de supports de fixation réglables, le tableau doit être ajusté en fonction des saisons.	Trimestrielle	Technicien chargé de l'énergie
Vérifier le tableau pour tout ombrage dû aux arbres ou de nouveaux bâtiments ; les panneaux solaires ne fonctionnent pas correctement s'ils sont à l'ombre. Il faudra couper les arbres ou déplacer les panneaux si un nouveau bâtiment est construit. Vérifier également tout débris ou déchets.	Trimestrielle	Technicien chargé de l'énergie
Contrôleur de charge de la batterie
Vérification des branchements électriques	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Onduleurs
Vérification des branchements électriques	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Onduleurs
Remplacement	En général, tous les 5 à 7 ans	Technicien chargé de l'énergie
Vérification des raccordements électriques	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie
Vérification des paramètres	Hebdomadaire	Technicien chargé de l'énergie

Annexe XIII : SPECIFICATIONS TECHNIQUES DES ONDULEURS

Elément	Fonction	Modes de défaillances	Causes de défaillances	Effet sur le système
1	Convertir l'énergie solaire en énergie électrique	- Absence de soleil - Vieillissement des cellules	- La nuit - Dégradation normale	Manque d'énergie pendant la journée.
2	Hacheur, optimise le transfert de l'énergie	Défaillance des commutateurs statiques	- Surtension - Surintensité - Echauffement etc..	Manque d'énergie pendant la journée.
3	Eolienne convertie le vent en énergie électrique	- Blocage des pales - Emballement - Manque de vent	- Mécanisme - Trop de vent - Selon les saisons	Manque d'énergie.
4	Hacheur, optimise le transfert de l'énergie	- Défaillance de l'alternateur - Défaillance des commutateurs statiques	- Défaillance électrique - Surtension - surintensité - échauffement	Manque d'énergie la nuit, surtout la journée. Discontinuité de fourniture d'énergie
5	Batterie : élément de couplage et de stockage minimum	- Absence de tension - Vieillissement - Ne tient pas la charge	- Eléments défectueux - Dégradation normale - Suite à une décharge	Charges fixes non alimentées. Augmentation de la puissance délivrée aux charges variables
6	Onduleur : alimentation des charges fonctionnant à tension fixe	Défaillance des commutateurs statiques	- surtension - surintensité - échauffement	Charges fixes non alimentés. Augmentation de la puissance délivrée aux charges variables
7	Hacheur, Gestion du transfert d'énergie vers les charges	Défaillance des commutateurs statiques	- surtension - surintensité - échauffement	perte du contrôle de charge et décharge de la batterie. Charges non alimentées
8	Processeur de mesure	- Défaillance électrique - Défaillance des composants électriques - Défaillance de transmission	- alimentation	Arrêt total de la commande
9	Processeur de communication	- Défaillance électrique - Défaillance des composants électriques - Défaillance de transmission	- alimentation	Arrêt total de la commande
10	Processeur d'optimisation du générateur photovoltaïque	- Défaillance électrique - Défaillance des composants électriques - Défaillance de transmission	- alimentation	Seule la puissance délivrée par le générateur. photovoltaïque est indisponible.
11	Processeur d'optimisation de l'éolienne	- Défaillance électrique - Défaillance des composants électriques - Défaillance de transmission	- alimentation	Seule la puissance délivrée par l'éolienne est indisponible.
12	Processeur d'optimisation du transfert d'énergie	- Défaillance électrique - Défaillance des composants électriques - Défaillance de transmission	- alimentation	Perte du contrôle de charge et décharge de la batterie. Charge non alimentées.

Cuve de 10 m³ simple enveloppe sur berceaux équipé de voyant de niveau gradué en 200litres, Vanne de purge et de soutirage, évent pare flamme.

Annexe XVIII : Carte du CAMEROUN, pays du site

Suite a son lancement le 22 décembre 2007, un problème au niveau d'un sous ensemble a provoqué une fuite d'hélium pressurisé empêchant sa mise sur orbite. Le 8 janvier 2008 le fabricant du satellite Thalès Alenia Space a démarré une procédure de remise sur orbite qui a durée 4 semaines. L'orbite a bien été atteinte mais la durée de vie du satellite a été réduite à 2 ans au lieu de 15 ans. Thales Alenia Space lance donc la construction d'un nouveau satellite appelé Rascom-QAF 1R(RQ1R).

Le satellite de télécommunication Rascom-QAF 1R entièrement dédié au continent Africain et ses iles a été mis en orbite le 04 Aout 2010 à bord d'une fusée Ariane 5, depuis le Port Spatial de l'Europe, en Guyane Française. RQ1R remplace le satellite Rascom-QAF 1 afin d'assurer la continuité des services déjà opérationnel. Grace à son système de communication par satellite et à sa position orbitale sur l'Afrique, le satellite RascomStar-QAF 1R fournira pendant 15 ans des services de télécommunications dans les zones rurales africaines, des liaisons interurbaines et internationales, des services de télévision directe et d'accès Internet. Basé sur une plate-forme Spacebus 4000 B3, ce satellite de forte puissance est équipé de 12 répéteurs en bande Ku et de 8 répéteurs en bande C. Il remplace Rascom-QAF 1 et est positionné à 2,85° de longitude Est. Il a une masse au lancement d'environ 3 200 kg et une puissance de 6,4 kW en fin de vie. RQ1R améliorera et renforcera l'intégration de l'Afrique dans les sociétés actuelles de la communication.

RascomStar-QAF est une compagnie privée enregistrée a l' Île Maurice chargée de l'implémentation et de l'exploitation du premier projet de télécommunication satellitaire dédié au continent Africain, sous la tutelle de RASCOM. Le capital de 15.010.000.000FCFA est apporté par des actionnaires constitués ainsi qu'il suit : 70% par l'état libyen, 25% par les états africains membres de RASCOM, et 5% par Thales Alenia Space.

La mission de RascomStar-Qaf est de mettre à la disposition de toutes les régions des pays africains, des moyens efficaces et économiques de télécommunication et de répondre à leurs besoins en matière de radiodiffusion sonore et télévisuelle, en ayant recours à toutes technologies appropriées, y compris un système régional de communication par satellite convenablement intégré aux réseaux nationaux existants et/ou planifiés afin de favoriser le développement des pays d'Afrique.

Fourniture des services de télécommunications aux zones rurales africaines

Annexe XX : Analyse financière sur une période de 20 ans du groupe électrogène

Année de référence N	Equipement	Indice de renouvellement R	Cout de renouvellement Ir	Fonction d'actualisation	Dépenses résultantes actualisées de l'équipement (FCFA)	Dépenses résultantes actualisées de l'année de référence (FCFA)
1	Groupe électrogène	1,6	268.956.471	1	477.963.504	481.063.504
1	Câbles	0	0	0	3.100.000	481.063.504
2		3,2	860.660.708	1,90	1.103.696.056	1.106.796.056
2	Câbles	0	0	0	3.100.000	1.106.796.056
3		4,8	1.290.991.061	2,71	1.561.551.883	1.564.651.883
3	Câbles	0	0	0	3.100.000	1.564.651.883
4		6,4	1.721.321.414	3,45	2.022.961.083	2.023.271.083
4	Câbles	0	0	0	3.100.000	2.023.271.083
5		8	2.151.651.768	4,12	2.478.623.627	2.481.721.627
5	Câbles	0	0	0	3.100.000	2.481.721.627
6		9,6	2.581.982.122	4,78	2.930.808.078	2.933.908.078
6	Câbles	0	0	0	3.100.000	2.933.908.078
7		11,2	3.012.312.475	5,27	3.379.664.959	3.382.764.954
7	Câbles	0	0	0	3.100.000	3.382.764.954
8		12,8	3.442.642.829	5,77	3.828.899.925	3.831.999.925
8	Câbles	0	0	0	3.100.000	3.831.999.925
9		14,4	3.872.973.182	6,21	4.275.866.350	4.278.966.350
9	Câbles	0	0	0	3.100.000	4.278.966.350
10		16	4.303.303.536	6,61	4.721.320.400	4.724.420.400
10	Câbles	0	0	0	3.100.000	4.724.420.400
11		17,6	4.733.633.890	6,98	5.165.640.172	5.168.740.172
11	Câbles	0	0	0	3.100.000	5.168.740.172
12		19,2	5.163.964.243	7,31	5.608.447.574	5.611.547.574
12	Câbles	0	0	0	3.100.000	5.611.547.574
13		20,8	5.594.294.597	7,62	6.050.498.792	6.053.598.792
13	Câbles	0	0	0	3.100.000	6.053.598.792
14		22,4	6.024.624.950	7,89	6.491.037.640	6.494.137.640
14	Câbles	0	0	0	3.100.000	6.494.137.640
15		24	6.454.955.304	8,14	6.930.820.303	6.933.920.303
15	Câbles	0	0	0	3.100.000	6.933.920.303
16		25,6	6.885.285.658	8,36	7.369.468.690	7.372.568.690
16	Câbles	0	0	0	3.100.000	7.372.568.690
17		27,2	7.315.616.012	8,56	7.807.360.892	7.810.460.892
17	Câbles	0	0	0	3.100.000	7.810.460.892
18		28,8	7.745.946.365	8,74	8.244.496.908	8.247.596.908
18	Câbles	0	0	0	3.100.000	8.247.596.908
19		30,4	8.176.276.719	8,91	8.681.254.832	8.684.354.832
19	Câbles	0	0	0	3.100.000	8.684.354.832
20		32	8.606.607.073	9,06	9.117.256.572	9.120.356.572
	Câbles	0	0	0	3.100.000

* ¹ Rapport BRUNTLAND, réalisé par la Commission des Nations Unies sur L'Environnement et le Développement (CNUED) en 1987.

* ² RascomStar-Qaf est une compagnie privée de droit mauricien, dont le siège est à Port-Louis (Ile Maurice), chargée de l'implémentation et de l'exploitation du premier projet de télécommunications par satellite dédié au continent africain, sous la tutelle de l'organisation panafricaine RASCOM.

* ³ Conformément à la loi Camerounaise n°98-032 du 22 janvier 1999 portant réforme du secteur de l'électricité

* ⁹ La norme NF C 15-100 impose que la chute de tension entre l'origine de l'installation Basse-Tension (BT) et tout autre point d'utilisation n'excède pas 3% pour l'éclairage et 5% pour les autres usages.

* ¹³ Cours de Gestion Financière de Projet M2GEER 2011/2012 Frédéric TRAORE

* ¹⁴ CENEEMA : Centre Nationale d'Etudes d'Expérimentation du Machinisme Agricole du Cameroun

* ¹⁶ Théodore WILDI/Gilbert SYBILLE « Electrotechnique » 4é édition page 1031.

* ²⁰ Taux de dérive des prix du carburant : 2.5% (Source : Total Cameroun) ; Taux d'inflation (T.I) : 1.2% ; Taux d'actualisation : 15%

* ²² Cour d'électrification rurale décentralisée M2 GEER 2012 Jean Jacques GRAFF page 44.

Développement et gestion d'un système d'énergies renouvelables multisources avec stockage pour les télécommunications et l'habitat

DEVELOPPEMENT ET GESTION D'UN SYSTEME D'ENERGIES RENOUVELABLES MULTISOURCES AVEC STOCKAGE POUR LES TELECOMMUNICATIONS ET L'HABITAT