Projet de fin d'etudes ''Controle automatique des systemes hybrides cas des generateurs GPV et des groupes electrogens.pdf

Contrôle automatique des systèmes hybrides d’alimentation en électricité :
Cas des générateurs photovoltaïques et des groupes électrogènes
Projet de fin d’études pour l’obtention du diplôme d’ingénieur de conception, ENI-ABT, 2016,
Ibrahim NOUHOU 1
Dédicaces
En témoignage de mes profonds sentiments à leur égard, je dédie ce
modeste travail :
A TOUTE MA FAMILLE…
 A MON PERE, FEU NOUHOU ISSA, que son âme
repose en paix.

Ibrahim NOUHOU 2
Remerciements
 Je remercie ALLAH, LE TOUT PUISSANT qui m’a donné la vie, la force,
l’intelligence, la sagesse et le courage.
 Je tiens à exprimer mes sincères remerciements à l’ensemble du personnel administratif et du
corps professoral de l’ENI-ABT pour les efforts consentis pour ma formation d’Ingénieur de
conception. C’est un rêve que j’ai fait et nourri durant toute une vie.
 De manière particulière, je souligne le mérite de mes éminents encadreurs: Dr. Ousmane
SOUMAORO et Dr Ing. Malicki GUINDO pour leur disponibilité malgré les responsabilités
qui leur incombent, leurs conseils et leur dévouement. Merci d’avoir dirigé ce travail de main
de maître
 A l’ensemble du personnel de l’AER-Mali, particulièrement à l’ingénieur Abassi DIALLO
pour m’avoir aidé à vérifier mes calculs.
 A mon oncle Amadou BOCAR, merci pour ce que tu as fait et continues de faire pour moi.
 Merci à tous les parents, qui m’ont élevé et se sont sacrifiés pour mon éducation et de
m’avoir donné le temps de réaliser mon rêve.
 Enfin, je voudrais remercier ici mes amis et camarades.

Ibrahim NOUHOU 3
LISTE DES FIGURES
figure 1:repartition mondiale du rayonnement solaire annuel en kwh/m².......................................... 13
figure 2: modele electrique d'une cellule reelle ................................................................................... 14
figure 3: courbe de caracteristique courante tension........................................................................... 14
figure 4: influence de l’eclairement (a) et la temperature (b) sur la caracteristique i(v) d’une cellule
solaire.................................................................................................................................................... 15
figure 5: module photovoltaïque .......................................................................................................... 15
figure 6: association serie-parallele des cellules solaires...................................................................... 16
figure 7: image des groupes electrogenes ............................................................................................ 17
figure 8: consommation specifique en fonction de la charge............................................................... 18
figure 9: topologie des systemes hybrides GE/PV sans stockage ......................................................... 19
figure 10: systemes hybrides PV/GE avec stockage serie ..................................................................... 20
figure 11:systemes hybrides PV/GE avec stockage commute .............................................................. 20
figure 12:systemes hybrides PV/GE avec stockage parallele................................................................ 21
figure 13: vue externe d'un systeme automatique............................................................................... 22
figure 14: vue interne d'un systeme automatique................................................................................ 22
figure 15: commande du systeme par capteur solaire.......................................................................... 25
figure 16: commande de l'energie de la batterie.................................................................................. 25
figure 17: controle du groupe electrogene ........................................................................................... 26
figure 18: vue interne du systeme complet .......................................................................................... 27
figure 19: chaine de conversion d'un onduleur .................................................................................... 28
figure 20: courbe de la recherche du point maximal............................................................................ 28

Ibrahim NOUHOU 4
figure 21: algorithme de recherche mppt de HILL CLIMBING et perturb&obserb ............................... 29
figure 22: onduleur centralise............................................................................................................... 29
figure 23: onduleur string (chaine)........................................................................................................ 30
figure 24: onduleur master/slave.......................................................................................................... 30
figure 25: pyranometre ......................................................................................................................... 31
figure 26: capteur de puissance ............................................................................................................ 32
figure 27: schema minimum d'un controleur a base de microprocesseur ........................................... 32
figure 28: structure d’un automate programmable industriel.............................................................. 33
figure 29: structure interne d'un microcontroleur................................................................................ 34
figure 30:carte arduino MEGA 2560...................................................................................................... 35
figure 31:environnement de developpement arduino (zone du programme) ..................................... 36
figure 32: mode jour GPV avec GE (a droite), mode jour GPV seul (a gauche)..................................... 37
figure 33: mode nuit batterie avec groupe (a droite), mode nuit batterie seule (a gauche)................ 38
figure 34: organigramme du systeme ................................................................................................... 39
figure 35: carte de la region de kayes ou figure DIEMA........................................................................ 47
figure 36:courbe de la charge journaliere en fonction du temps (h).................................................... 50
figure 37:determination de l'ensoleillement dans le plan incline des capteurs par PVGIS ................. 52
figure 38:variation de l’apport energetique des GE par rapport au GPV.............................................. 56
figure 39:courbe des besoins couverts par la batterie.......................................................................... 57
figure 40 : batteries 2V/3000Ah............................................................................................................ 57

Ibrahim NOUHOU 5
LISTE DES TABLEAUX
tableau 1: avantages et enjeux des systemes hybrides ............................................................ 21
tableau 2: donnees sociodemographiques de la ville de diema................................................ 48
tableau 3: consommation journaliere en fonction de temps (h) ............................................... 50
tableau 4: repartition des charges ............................................................................................. 51
tableau 5: inclinaison des panneaux en fonction de la latitude [5]........................................... 51
tableau 6: parametres de dimensionnement en moyenne mensuelle........................................ 53
tableau 8: configuration des elements du GPV........................................................................ 55
tableau 7: apports des differentes sources d'energie................................................................. 56
tableau 11 : cout de realisation de la commande...................................................................... 61
tableau 12 : cout d’investissement des sources de production................................................. 62
tableau 13 : cout total de realisation de l’ensemble ................................................................. 62

Ibrahim NOUHOU 6
SIGLES ET ABREVIATIONS
 (°): Angle d’inclinaison du capteur
h (°) : hauteur angulaire du soleil
𝜑 (°): La latitude du lieu
𝜌 : Albédo du sol
𝐻𝑜
̅̅̅̅ (kWh/m2
.j): Ensoleillement moyen hors atmosphère
𝐻
̅ (kWh/m2
.j): Ensoleillement en moyenne mensuelle dans le plan horizontal
𝐻
̅𝛽(kWh/m2. j): Ensoleillement en moyenne mensuelle dans le plan du capteur
𝑹
̅𝒅𝒊𝒓 : Ratio du rayonnement direct par rapport au plan horizontal
E (KWh ou joule): Energie
h : Constante de PLANCK 6.62.10-34
j.s
λ (Lambda): longueur d’onde (µm)
𝐼𝑝ℎ (A): Photo courant
𝜙 : Flux lumineux
Id(A) : courant traversant la diode
𝑞 : Quantité de charge vaut -1.6 10-19
C
K : constante de BOLTZMAN vaut 1.38.10-23
Icc (A): courant de court-circuit
Vco (V): tension de circuit ouvert
PV : PhotoVoltaïque
GPV : Générateur Photovoltaïque
GE : Groupe Electrogène
l/h : litre par heure
𝑃𝑒(𝑊) : Puissance électrique
𝑃𝑚(𝑊) : Puissance mécanique
C(N.m) : couple

Ibrahim NOUHOU 7
Ω𝑠 (rd/s): vitesse synchrone
𝑃𝑎(𝑊) : Puissance absorbée
S (VA): puissance apparente
API : Automate Programmable Industriel
EEA : laboratoire d’Electricité Electronique et Automatisme
LED : Ligth Emetting Diode (ou DEL pour Diode Electroluminescente)
KWh/m2
/j : kilo Wattheure par mètre carré par jour
MWh : Mega Wattheure
ONG : Organisation Non Gouvernementale
Kt : indice de clarté
Tcell(°C) : Température de la CELLule
𝑃𝑐 (Wc): Puissance crête
Tam(°C) : Température AMbiante en mensuelle
Wc : Watt crête
Ah : Ampère heure
𝑃𝑏𝑎𝑡𝑀𝑎𝑥 (W): Puissance maximale de la batterie
𝑃𝑐ℎ𝑎𝑟𝑀𝑎𝑥(𝑊) : Puissance maximale de la charge
KVA : Kilo Volt Ampère
AER : Agence des Energies Renouvelables
DNE : Direction Nationale de l’Energie
fp : facteur de puissance

Ibrahim NOUHOU 8
TABLE DE MATIERES
DEDICACES ............................................................................................................................. 1
REMERCIEMENTS .................................................................................................................. 2
LISTE DES FIGURES....................................................................................................................... 3
LISTE DES TABLEAUX................................................................................................................... 5
SIGLES ET ABREVIATIONS ............................................................................................................ 6
TABLE DE MATIERES .................................................................................................................... 8
INTRODUCTION .......................................................................................................................... 11
CHAPITRE I : LES SYSTEMES HYBRIDES ET LEURS CONFIGURATIONS......................................... 12
1.1 Aperçu sur le gisement solaire......................................................................................... 13
1.2 Conversion photovoltaïque .............................................................................................. 13
1.2.1. Cellule photovoltaïque ................................................................................................... 13
1.2.2. Module photovoltaïque .................................................................................................. 15
1.2.2.1 Caractéristique courant-tension d’un module solaire................................................... 15
1.2.2.2 Détermination de la puissance crête d’un générateur PV ............................................ 16
1.3 Groupes électrogènes(GE)............................................................................................... 17
1.3.1. Mode de régulation......................................................................................................... 17
1.3.2. Influence de la charge .................................................................................................... 17
1.3.2.1. Démarrage des groupes ............................................................................................... 17
1.3.2.2. Consommation spécifique........................................................................................... 17
1.3.3. Catégories de groupes électrogènes ............................................................................... 18
1.3.3.1. Groupe de secours ....................................................................................................... 18
1.3.3.2. Groupe en service continu........................................................................................... 18
1.4 Systèmes hybrides............................................................................................................ 18
1.4.1 Systèmes hybrides GPV/GE sans stockage.................................................................. 19
1.4.2 Systèmes hybrides GPV/GE avec stockage .................................................................. 19
1.4.2.1 Systèmes hybrides GPV/GE avec stockage série....................................................... 19
1.4.2.2 Systèmes hybrides GPV/GE avec stockage commuté................................................ 20
1.4.2.3 Systèmes hybrides GPV/GE avec stockage parallèle................................................. 20
1.4.3 Avantages et inconvénients des systèmes hybrides ...................................................... 21
1.5 Systèmes automatisés....................................................................................................... 21
1.5.1 Approche et objectifs de l’automatisation..................................................................... 21
1.5.2 Anatomie d’un système automatisé .............................................................................. 22
CHAPITRE II : ETUDE CONCEPTUELLE DU SYSTEME AUTOMATIQUE .......................................... 23
2.1 Synoptique du système...................................................................................................... 24
2.1.1 Vue d’ensemble du système............................................................................................ 24
2.1.2 Vue interne du système ................................................................................................... 25
2.2 Description des composants du système ............................................................................ 28
2.2.1 Onduleur.......................................................................................................................... 28
2.2.1.1. Méthode de recherche du point maximal MPPT......................................................... 29

Ibrahim NOUHOU 9
2.2.1.2. Différentes méthodes de configuration d’onduleur..................................................... 29
2.2.2 Régulateur de charge des batteries.................................................................................. 30
2.2.3 Redresseur ....................................................................................................................... 30
2.2.4 Capteurs........................................................................................................................... 31
2.2.4.1 Pyranometre ................................................................................................................. 31
2.2.4.2 Capteur de puissance électrique ................................................................................... 31
2.3 Choix et étude de l’organe de commande ......................................................................... 32
2.3.1 Choix de la commande.................................................................................................... 32
2.3.1.1. Automate programmable industriel (API)................................................................... 33
2.3.1.2. Ordinateurs.................................................................................................................. 33
2.3.1.3. Microcontrôleur........................................................................................................... 34
2.3.2 Etude de la commande .................................................................................................... 34
2.3.2.1 Module arduino ............................................................................................................ 35
2.3.2.2 Environnement de développement intégré (EDI) : ...................................................... 35
2.4 Définition du cahier de charges......................................................................................... 36
2.4.1 Description du système ................................................................................................... 36
2.4.2 Fonctionnement du système............................................................................................ 36
2.5 Traduction du cahier des charges :..................................................................................... 38
2.5.1 Organigramme................................................................................................................. 38
2.5.2 Programmation................................................................................................................ 45
CHAPITRE III : APPLICATION DE L’ETUDE AU CAS DE DIEMA.................................................. 46
3.1 Présentation du site............................................................................................................. 47
3.1.1 Situation géographique.................................................................................................... 47
3.1.2 Population et activités économiques de la ville de diéma............................................... 47
3.1.2.1 Activités économiques ................................................................................................. 48
3.1.2.2 Situation énergétique.................................................................................................... 48
3.2 Processus de dimensionnement du système....................................................................... 49
3.2.1 Besoins énergétiques de la ville ...................................................................................... 49
3.2.2. Hypothèses de dimensionnement du système ................................................................ 50
3.2.3 Evaluation de l’énergie solaire 𝐄𝐒 (kwh/m2/j)............................................................... 51
3.2.3.1 Détermination du mois de référence ............................................................................ 51
3.2.3.2 Configuration du gpv ................................................................................................... 54
3.2.3.3 Répartition des apports des différentes sources d’énergie ........................................... 55
3.2.4 Capacité de la batterie .................................................................................................... 56
3.2.5 Configuration des onduleurs .......................................................................................... 58
3.2.5.1 Onduleurs réseau.......................................................................................................... 59
3.2.5.2 Onduleur chargeur........................................................................................................ 60
3.2.6 Capacité des groupes électrogènes.................................................................................. 60
3.2.7 Capacité du transformateur ............................................................................................. 60
3.2.8. Récapitulatifs du système............................................................................................... 61
3.3 Calcul du coût d’investissement du projet ......................................................................... 61
CONCLUSION ............................................................................................................................. 63
BIBLIOGRAPHIE.......................................................................................................................... 64

Ibrahim NOUHOU 10
WEBOGRAPHIE........................................................................................................................... 64
ANNEXES ................................................................................................................................... 65

Ibrahim NOUHOU 11
INTRODUCTION
L’électricité représente aujourd’hui une ressource essentielle et vitale pour l’homme.
L’approvisionnement en nourriture et en eau, la climatisation, l’éclairage, la santé, les
communications, l’informatique etc... en dépendent étroitement. Ainsi, l’accès en énergie est
sans doute un facteur imminent de développement socio-économique.
La demande énergétique croit très rapidement selon les saisons. L’épuisement et l’impact des
gisements d’énergies fossiles deviennent de plus en plus importants et menaçants.
C’est pourquoi, la production d’énergie en quantité est un défi important. Comme réponse à
ce défi, une combinaison de plusieurs sources d’énergie est indispensable dans un pays
comme le Mali qui ne possède pas de ressources en énergie fossile. L’utilisation simultanée
de ces ressources est un compromis, car la surface occupée par le GPV croit linéairement avec
la puissance à installer et le taux d’émission du gaz carbonique dégagé par le groupe
électrogène doit être réduit et limité afin de préserver et de prévenir les catastrophes
surnaturelles d’où le concept des systèmes hybrides.
Les applications hybrides peuvent fournir de meilleures performances et de meilleures
économies dans un contexte d’électrification. Au Mali, aussi bien qu’ailleurs en Afrique, la
conversion photovoltaïque de l’énergie solaire est l’une des voies intéressantes actuellement
ouverte pour développer une nouvelle filière de production et d’utilisation de l’électricité. En
effet, l’énergie PV est bien adaptée dans les zones rurales aussi bien que dans les zones
périurbaines et urbaines.
Dans le but de répondre aux exigences de performance des systèmes hybrides, est née l’idée
de son automatisation, afin de permettre aux intervenants un meilleur contrôle de ce dit
système. C’est pourquoi nous avons pris comme thème de notre projet de fin d’études,
« Contrôle automatique des systèmes hybrides d’alimentation en électricité : cas des
générateurs photovoltaïques et des groupes électrogènes ».
Notre travail sera subdivisé en trois chapitres :
 Le premier chapitre sera consacré aux généralités notamment, sur les systèmes
hybrides, les systèmes automatisés ainsi que les différentes sources qui en résultent.
 Le second parlera de l’étude conceptuelle du système automatique.
 Quant au troisième chapitre, il évoquera le dimensionnement des différentes sources
utilisées dans le système à contrôler. La centrale que nous allons dimensionner
alimentera la ville de DIEMA.
Enfin une conclusion sanctionnera ce travail.

Ibrahim NOUHOU 12

Ibrahim NOUHOU 13
1.1 Aperçu sur le gisement solaire
La connaissance de l’ensoleillement est une information très importante dans l’élaboration
d’un projet de photovoltaïque sur un site donné. L’ensoleillement peut être estimé à tout
moment en fonction des coordonnées du site et des conditions météorologiques.
Evaluation de l’énergie solaire en moyenne mensuelle [9]
La valeur de l’ensoleillement journalier reçu en moyenne mensuelle dans le plan du capteur
photovoltaïque 𝐻
̅𝛽 peut être calculée à tout moment de l’année par la relation (1) :
𝐻
̅𝛽 = 𝑹
̅ ∗ 𝑯
̅ (1)
Ou 𝑅
̅ est le facteur géométrique d’inclinaison en moyenne mensuelle
𝑹
̅ = 𝑹
̅𝒅𝒊𝒓 (𝟏 −
𝑯
̅𝒅
𝑯
̅
) +
𝑯
̅𝒅
𝑯
̅
(
𝟏+𝒄𝒐𝒔𝜷
𝟐
) + 𝝆 (
𝟏−𝒄𝒐𝒔𝜷
𝟐
) (2)
Au Mali, nous avons un potentiel solaire très élevé de l’ordre de 5 à 7KWh/m2
/j [13] avec une
durée quotidienne d’insolation moyenne comprise entre 7 à 11h. Le territoire national reçoit
donc une énergie solaire en moyenne annuelle indiquée sur la figure 1, soit une énergie
comprise entre 1900 et 2100KWh/m2
/an [2].
Figure 1:Répartition mondiale du rayonnement solaire annuel en kWh/m²
1.2 Conversion photovoltaïque
1.2.1. Cellule photovoltaïque
Une cellule photovoltaïque est un générateur élémentaire, réalisée à partir de deux couches de
silicium, une dopée P (dopée au bore) et l’autre dopée N (dopée au phosphore) créant ainsi
une jonction PN avec une barrière de potentiel. Le principe général réside dans la collision
des photons incidents avec les électrons de valence. En effet, pour rendre l’effet
photovoltaïque possible, il faudrait que E(λ) ≥ 𝐸𝑔 (E(λ), où E(𝜆) est l’énergie du photon
incident, et Eg l’énergie de la bande interdite du semi-conducteur considéré. [9]

Ibrahim NOUHOU 14
Caractéristiques courant- tension d’une cellule solaire
On caractérise la cellule photovoltaïque selon son modèle électrique réel, figure 2, suivant :
Figure 2: modèle électrique d'une cellule réelle
On définit le courant traversant la diode par son équation non linéaire suivante : [9]
𝑰𝒅 = 𝑰𝒔(𝐞𝐱𝐩(
𝒒∗𝑽𝒋
𝜼∗𝑲∗𝑻
) − 𝟏) (3)
On définit donc la caractéristique courant-tension de sortie I (A) de la cellule par la formule
(4) suivante :
𝑰 = 𝜶 ∗ 𝝓 − 𝑰𝒔 (𝐞𝐱𝐩 (
𝒒∗𝑽𝒋
𝜼∗𝑲∗𝑻
) − 𝟏) − 𝐕𝐣/𝐑𝐬𝐡 (4)
Avec V = Vj –Rs*I (5)
On illustre l’équation de la caractéristique courant-tension par la figure 3 ci-après :
Figure 3: courbe de caractéristique courante tension
Graphiquement, la résistance série Rs et la résistance shunt Rsh modifieront légèrement la
forme de cette caractéristique. Ce qui introduit un facteur dit facteur de forme,
𝑓𝑓 =
𝑉𝑚∗𝐼𝑚
𝑉𝑐𝑜∗𝐼𝑐𝑐
(6)
Remarque : pour une bonne cellule photovoltaïque, les conditions suivantes doivent être
vérifiées : Rsh > 104
ohms ; Rs < 1 𝑜ℎ𝑚𝑠 ; ff > 0.7
Les caractéristiques courant-tension (figure 4) dépendent de :

Ibrahim NOUHOU 15
- l’éclairement qui influence fortement le photo courant Iph, faiblement la tension Vco
(figure 4-a)
- la température qui influence fortement Vco et légèrement Icc, figure 4-b [9].
Figure 4: influence de l’éclairement (a) et la température (b) sur la caractéristique I(V)
d’une cellule solaire
1.2.2. Module photovoltaïque
Le module photovoltaïque est un ensemble de cellules solaires disposées en série ou en série-
parallèle. La figure 5 montre la structure externe d’un module photovoltaïque.
Figure 5: module photovoltaïque
1.2.2.1 Caractéristique courant-tension d’un module solaire
Lors de la représentation graphique de la caractéristique courant-tension du module solaire,
les cellules solaires montées en série augmentent la tension du module tant disque celles
montées en parallèle augmentent le courant de celui-ci. En tenant compte de ces arguments,
on a la courbe représentée sur la figure 6.

Ibrahim NOUHOU 16
Figure 6: association série-parallèle des cellules solaires
1.2.2.2 Détermination de la puissance crête d’un générateur PV
On appelle puissance crête d’un générateur PV, la puissance qu’il peut délivrer dans les
conditions idéales : un éclairement solaire est de 1000 W/m² et une température de jonction de
la cellule de 25°C.
La détermination de la puissance crête prend en compte toutes les pertes d’énergie dues aux
transformations.
La puissance crête est donnée par l’équation (7) : [9]
𝑷𝒄 = 𝟏𝟎𝟎𝟎 ∗
𝑩(𝑲𝑾𝒉)
𝑲∗𝑬𝑺(𝑲𝑾𝒉)
(7)
Où 𝑲 = ɳ𝒕 ∗ ɳ𝒃 ∗ ɳ𝒄 ∗ ɳ𝒐 ∗ 𝑭𝑴 (8)
K est le rendement global ou coefficient correctif global de la chaine de conversion
énergétique. Il est compris en général entre 0.6 et 0.75.
Dans la formule (9) :
- ɳ𝑡 est le facteur de perte due à la température
 
 
25
1 

 cell
tp
t T
C

(9)
tp
C =coefficient de température de la cellule fourni par le constructeur
cell
T est la température de la cellule solaire en moyenne mensuelle. Elle est reliée à la
température ambiante moyenne du mois Ta par la formule d’Evans :
   





 



800
20
832
219
NOCT
K
T
T t
a
cell
(10)
Où NOCT est la température nominale des cellules en fonctionnement

Ibrahim NOUHOU 17
- C
 est le rendement du câblage, il vaut en général 97% en solaire.
- ond
 est le rendement de l’onduleur. Il n’apparait dans la relation (8) que lorsque les
charges à alimenter sont en alternatif. On le prend en général entre 90% et 95%
- FM est le facteur d’adaptation sensiblement égal à 0,9.
1.3 Groupes électrogènes(GE)
Un groupe électrogène (GE) est l’assemblage d’un moteur thermique essence ou diesel
(suivant les puissances) et un alternateur, générateur de courant alternatif. En effet, les
caractéristiques de fonctionnement du groupe électrogène dépendent de la nature de la charge
et de son mode de régulation.
Figure 7: image des groupes électrogènes
1.3.1. Mode de régulation
L’adaptation des caractéristiques de sortie, tension-fréquence, du groupe à celles du réseau de
distribution est une notion importante. Cependant, la régulation qui en résulte dépend de la puissance :
- une régulation mécanique à masselottes qui règle directement l’admission des gaz
(pour les GE de moins de 10KVA).
- Une régulation électronique pour des puissances supérieures à 10KVA
Remarque : Il est très important de respecter aussi l’ordre des phases.
1.3.2. Influence de la charge
Lors du fonctionnement des groupes électrogènes deux phénomènes importants sont à
surveiller :
1.3.2.1. Démarrage des groupes
Il est déconseillé de démarrer les groupes électrogènes en charge afin d’éviter des pointes de
courant des moteurs électriques (Id = 3 à 4 In) et l’instabilité de la fréquence pour certaines
charges devant fonctionner avec une fréquence constante.
1.3.2.2. Consommation spécifique
La consommation spécifique est une notion importante à prendre en compte lors du
fonctionnement des groupes électrogènes, car elle évalue la consommation en carburant du
moteur en fonction de la puissance fournie. La figure 8 illustre cet aspect par rapport à la
charge du groupe électrogène.

Ibrahim NOUHOU 18
Remarque : Lorsque le GE fonctionne en dessous de 30% de sa capacité, la consommation
est élevée tandis qu’elle diminue en fonctionnement nominal. Pour un bon fonctionnement
(c’est-à-dire avec une consommation peu élevée), il faudrait que le groupe fonctionne à plus
de 50% de sa puissance nominale [10].
Figure 8: consommation spécifique en fonction de la charge
1.3.3. Catégories de groupes électrogènes
1.3.3.1. Groupe de secours
Ces groupes sont caractérisés par leur possibilité de démarrer instantanément sans problème
puisqu’ils sont préchauffés par des résistances électriques thermo plongées qui maintiennent
la température à un certain seuil (60°C). Cela évite l’arrachement des particules de métal sur
les cylindres et fluidifie l’huile moteur de lubrification. Leur fonctionnement est temporaire.
1.3.3.2. Groupe en service continu
Ils sont utilisés dans les centrales de production électrique. Ce sont des groupes dont la durée
de fonctionnement annuel est indéfinie, ils sont de service continu car fonctionnent en
permanence.
1.4 Systèmes hybrides
De nos jours la technique des systèmes hybrides combinant les énergies renouvelables et les
énergies conventionnelles est une alternative viable et en perpétuel développement. Dans ce
sens, il existe une multitude de combinaisons possibles utilisant :
 Eolienne- groupe électrogène
 Biomasse- groupe électrogène
 Géothermie- groupe électrogène
 GPV- groupe électrogène
L’ajout d’un groupe électrogène comme source d’énergie d’appoint à un système de
production d’énergie renouvelable présente des avantages économiques :
 Augmentation de la fiabilité du système alimentant les charges les plus énergétivores
 Diminution du coût de l’électricité en raison de la présence de l’énergie renouvelable
dans le système.
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
15 20 30 40 50 60 70 80 100
Litre/KWh
% Puissance Nominale

Ibrahim NOUHOU 19
Il existe des systèmes hybrides avec stockage d’énergie et sans stockage [7].
1.4.1 Systèmes hybrides GPV/GE sans stockage
L’énergie produite par la source est instantanément consommée par la charge en temps réel.
La charge peut ne pas être alimentée pendant les passages nuageux (intermittence du soleil),
ou en cas de panne du groupe électrogène. Ce genre de système hybride est utilisé dans la
plupart des cas où le surplus de l’énergie produite est injecté dans le réseau public d’une part,
et d’autre part quand l’énergie produite est entièrement injectée dans le réseau public [7].
La figure suivante 9 illustre la configuration de cette technologie.
Figure 9: topologie des systèmes hybrides GE/PV sans stockage
1.4.2 Systèmes hybrides GPV/GE avec stockage
On distingue trois systèmes hybrides GPV/GE avec stockage.
1.4.2.1 Systèmes hybrides GPV/GE avec stockage série
Dans ce système, l’énergie issue du générateur diesel et du champ PV est utilisée pour charger
un parc de batteries. Le générateur diesel est connecté en série avec l’onduleur pour alimenter
la charge d’où l’appellation système hybride avec stockage série [7]. Cet onduleur convertit
l’énergie du bus alimenté en courant continu pour alimenter les appareils consommant un
courant alternatif. Les capacités du parc de batteries et de l’onduleur devraient être en mesure
de supporter une puissance supérieure ou égale au pic de la charge à tout instant. Celle du
générateur devrait également remplir cette tâche et charger le parc de batteries simultanément.

Ibrahim NOUHOU 20
Figure 10: systèmes hybrides PV/GE avec stockage série
1.4.2.2 Systèmes hybrides GPV/GE avec stockage commuté
Dans ce système, le parc de batterie peut être chargé par le générateur GE et le champ PV à la
fois. La charge peut être alimentée directement par le générateur diesel. Si la puissance
délivrée par le GE excède celle de la charge, alors l’excès d’énergie sera utilisé pour charger
le parc de batteries. Durant la période de faible demande d’énergie, le générateur diesel est
interrompu, la charge est alimentée par le champ PV et l’énergie stockée [7].
Figure 11:systèmes hybrides PV/GE avec stockage commuté
1.4.2.3 Systèmes hybrides GPV/GE avec stockage parallèle
Dans ce troisième cas, le champ PV et le parc batteries alimentent les récepteurs électriques à
travers le convertisseur bidirectionnel. Lorsque le parc de batteries et le champ PV ne
peuvent plus alimenter ceux-ci, alors le GE charge les batteries et alimente simultanément les
charges électriques [7].

Ibrahim NOUHOU 21
Figure 12:systèmes hybrides PV/GE avec stockage parallèle
1.4.3 Avantages et inconvénients des systèmes hybrides
La plupart des systèmes hybrides envisagés sur la plateforme des énergies ont pour mission
principale l’optimisation de l’énergie issue des différentes sources mises en combinaison en
termes de coût du kilo-Watt-heure et de préservation de l’écosystème. Par ailleurs, ils
présentent des avantages et des inconvénients, comme l’atteste le tableau 2.
Tableau 1: avantages et enjeux des systèmes hybrides
Avantages Inconvénients
Amélioration de la qualité de service La complexité de la
technologie par rapport à celle
du système unique etc.
Extension de la durée du service aux heures de faible demande
Réduction de la consommation de carburant
Réduction du temps de fonctionnement du groupe électrogène
(énergie fossile)
1.5 Systèmes automatisés
1.5.1 Approche et objectifs de l’automatisation
Les objectifs poursuivis par le concepteur dans un système automatisé peuvent être assez
variés :
 La recherche de diminution du coût pour le produit, par réduction des frais de main-
d’œuvre, d’économie d’énergie etc.
 La suppression des travaux dangereux ou pénibles pour l’homme, et amélioration des
conditions de travail
 La recherche d’une meilleure qualité du produit, en limitant le facteur humain.
 La réalisation d’opérations impossibles à contrôler manuellement ou
intellectuellement (cas du dosage des médicaments dans les industries
pharmaceutiques)

Ibrahim NOUHOU 22
Figure 13: vue externe d'un système automatique
Bien que le système soit automatisé, l’intervention humaine n’est pas épargnée :
 Le personnel d’exploitation assure la surveillance et la bonne conduite du système
 Le personnel de réglage procède aux interventions pour obtenir la qualité recherchée
 Le personnel de maintenance intervient lorsque le système de production se trouve en
défaillance et procède aux opérations de maintenance préventive. [5]
1.5.2 Anatomie d’un système automatisé
Les systèmes automatisés, utilisés dans le secteur industriel, possèdent une structure de base
identique. Ils sont constitués par trois parties reliées entre elles :
L’interface de contrôle, la partie commande et la partie opérative (PO)
La figure 14 montre la vue interne d’un système automatique.
Figure 14: vue interne d'un système automatique

Ibrahim NOUHOU 23

Ibrahim NOUHOU 24
Dans l’étude du chapitre précédent, nous avons abordé les différentes technologies à savoir
systèmes hybrides PV/GE avec stockage de l’énergie/sans stockage, nous avons également
constaté que pour compenser le caractère aléatoire de l’énergie solaire afin de rendre le
système hybride performant, optimisant et durable; Il serait plus avantageux d’utiliser un
dispositif de stockage qui va jouer un rôle très important lorsque le profil de la charge est en
déphasage avec l’ensoleillement au cours de la journée et que les groupes pour des raisons des
pannes imprévisibles, ne sont plus à mesure de couvrir les besoins énergétiques de celle-ci.
Nous souhaiterons également dans l’étude de ce système que le parc de batteries reste la
source d’alimentation de base pendant la nuit et le Groupe Electrogène (GE) utilisé comme
source d’énergie d’appoint pour des raisons environnementales et économiques (
consommation excessive en combustible fossile, pollution due à l’émission du CO2).
2.1 Synoptique du système
2.1.1 Vue d’ensemble du système
Ce schéma synoptique représente la vue externe de l’ensemble du système. Nous avons mis le
schéma d’installation électrique du système avec les protections en annexe 1.

Ibrahim NOUHOU 25
2.1.2 Vue interne du système
 Contrôle du générateur photovoltaïque dans le système. Un capteur “pyranometre”
informe l’organe de commande à chaque instant de l’état de l’ensoleillement afin de
distribuer l’énergie fournie par le GPV via un onduleur sur le réseau électrique.
Figure 15: commande du système par capteur solaire
 La puissance fournie par le parc de batteries est éventuellement contrôlée par un
capteur de puissance électrique qui fournit l’état de l’énergie contenue dans la batterie
à l’organe de commande lorsque les batteries sont sollicitées pour la fourniture de
l’énergie.
Figure 16: commande de l'énergie de la batterie
 Un capteur de même nature que celui utilisé pour contrôler l’état de la batterie est
utilisé juste à la sortie du groupe afin d’informer la commande de l’état de la puissance

Ibrahim NOUHOU 26
utile fournie par l’alternateur. On rappelle que le démarrage des groupes électrogènes
est automatique, et n’est autorisé que lorsque le contrôleur sélectionne l’un d’eux. ce
qui fait qu’il y a un lien direct entre celui-ci et l’organe de commande.
Figure 17: contrôle du groupe électrogène
 L’architecture ci-dessous représente l’ensemble de systèmes représentés
individuellement ci-dessus à savoir le contrôle du générateur photovoltaïque, du
groupe électrogène et la batterie de stockage

Ibrahim NOUHOU 27
Figure 18: vue interne du système complet
Onduleur
chargeur
Utilisation
de
l’énergie
électrique

Ibrahim NOUHOU 28
2.2 Description des composants du système
Le système ainsi étudié, est constitué de plusieurs éléments indispensables à son bon
fonctionnement, dont nous avons déjà défini les principaux dans le chapitre précédent.
L’accent est mis, dans ce qui suit, principalement sur les éléments de commande et de
contrôle de l’énergie que nous avons défini ci-après.
2.2.1 Onduleur
L’onduleur a pour rôle de convertir le courant continu des capteurs solaires en courant
alternatif. C’est un appareil électronique de haute technologie, géré souvent par
microprocesseur, qui garantit l’exactitude des normes fixées par le gestionnaire du réseau, tant
en terme de qualité du courant (voltage, fréquence, émission d’harmoniques, etc.) que de
sécurité (protection de découplage). La figure 19 illustre la conversion énergétique [1].
Figure 19: chaine de conversion d'un onduleur
Il existe différents types d’onduleurs ayant la même définition technique mais des fonctions
différentes, les onduleurs utilisés dans les systèmes PV (onduleur PV, onduleur chargeur) sont
différents des onduleurs classiques. La principale caractéristique d’un onduleur PV est la
recherche de la puissance quel qu’en soit l’éclairement disponible. En effet, le générateur PV
a une courbe caractéristique I-V non linéaire, car lorsque l’éclairement varie la tension et le
courant de limite varie aussi ce qui entraine une forte variation de la puissance fournie à la
charge. Pour pallier à ce cas de figure, on intègre à l’onduleur un tracker de point maximal
appelé MPPT (Maximal Power Point Tracking) doté d’un hacheur à double fonction
survolteur/abaisseur et autres technologies, afin de fournir des caractéristiques fixes à la
charge [1].
Figure 20: courbe de la recherche du point maximal

Ibrahim NOUHOU 29
2.2.1.1. Méthode de recherche du point maximal MPPT
Il existe plusieurs méthodes de recherches de point maximum de fonctionnement du système
les plus connues et utilisées sont celles de HILL-CLIMBING et P&O (Perturb and Observe)
basées sur le contrôle de la puissance instantanée délivrée par le champ de modules PV en
fonction de variations de la tension continue aux bornes du champ PV [1], dont l’algorithme
est le suivant :
Figure 21: algorithme de recherche MPPT de HILL CLIMBING et PERTURB&Obserb
2.2.1.2. Différentes méthodes de configuration d’onduleur
Les onduleurs utilisés dans la technologie des systèmes solaires sont de trois types :
- Onduleur central : dans le cas de ce type d’onduleur, divers modules sont montés en
série pour obtenir la tension de fonctionnement, chaque série protégée par une diode
anti-retour et un ensemble de séries monté en parallèle, relié à un seul onduleur dit
‘’onduleur central’’.
Figure 22: onduleur centralisé
- Onduleur string : les modules montés en série ou chaine (string en anglais) et reliée
chacune à un onduleur et ceux-ci sont interconnectés en aval pour la caractéristique
courant-puissance.

Ibrahim NOUHOU 30
Figure 23: onduleur string (chaine)
- Onduleur master/slave : dans ce cas, un onduleur master est toujours sollicité pour
convertir l’énergie à caractère continu en énergie alternative. Cependant, un onduleur
slave (esclave) n’entre en activité que lorsque la puissance demandée est supérieure à
celle du master.
Figure 24: onduleur Master/slave
2.2.2 Régulateur de charge des batteries
Les énergies renouvelables sont de nature aléatoire et intermittente et les besoins en électricité
ne correspondent pas toujours aux heures de pic de la source. On équipe alors les batteries
d’accumulateurs d’un régulateur afin d’améliorer sa durée. Cependant le régulateur se trouve
au cœur du fonctionnement d’un système. Il est indispensable pour protéger la batterie contre
de probables :
- Surcharges : évite que la tension dépasse un certain seuil
- ou décharges profondes : évite que la batterie ne soit vidée de plus de 60 à 70% de sa
charge
2.2.3 Redresseur
Le redresseur est un convertisseur statique d’énergie qui transforme en permanence le courant
alternatif en courant continu, on distingue deux types de redresseur :
- Le redresseur non commandé constitué des diodes ou redresseur à diodes
- Le redresseur commandé constitué des thyristors ou à thyristors
Il existe des redresseurs monophasés et triphasés selon la disponibilité et la qualité de
l’énergie de sortie recherchée.

Ibrahim NOUHOU 31
Dans les installations solaires, ils sont soit intégrés directement aux onduleurs, soit utilisés
seul, toujours dans le but de convertir l’énergie afin de charger les batteries de stockage. Ils
sont couramment appelés des chargeurs dans les systèmes solaires.
Remarque : dans le cas des onduleurs chargeurs, cet ensemble onduleur, régulateur de
charge/décharge batterie et le redresseur constitue une seule entité.
2.2.4 Capteurs
2.2.4.1 Pyranometre
Le pyranomètre est un capteur d’ensoleillement qui évalue à tout instant le rayonnement
global (direct, diffus) émis par le soleil à cause de son globe de verre qui lui confère une
grande acceptance angulaire proche de la demi-sphère.
Le principe de détection thermoélectrique est utilisé, de sorte que le rayonnement incident est
presque complètement absorbé par une surface noire horizontale, sur une plage de longueurs
d'onde comprises entre 0.3 et 3[µm]. L'augmentation de température est mesurée par
l'intermédiaire de thermocouples connectés en série ou en série-parallèle pour effectuer une
thermopile. La figure suivante montre le principe de détection du rayonnement.
Figure 25: pyranometre
Le détecteur génère une petite tension proportionnelle à la différence de température entre la
surface absorbante noire et le boîtier de l'appareil. C’est de l'ordre de 10 mV par W / m2, donc
sur une journée ensoleillée, la sortie sera autour de 10 mV. Chaque pyranometre a une
sensibilité particulière, définie au cours du processus d'étalonnage, qui est utilisé pour
convertir le signal de sortie en millivolts en un éclairement global en W / m2.
2.2.4.2 Capteur de puissance électrique
Afin de s’informer instantanément de l’état de la puissance fournie ou consommée, on
introduit un capteur de puissance électrique. Le capteur de puissance PS200-DGM mesure la
puissance électrique reçue par la charge. Ils ont une plage très variée de la puissance (tension
courant). La figure suivante montre son image et ses données techniques.

Ibrahim NOUHOU 32
Figure 26: capteur de puissance
2.3 Choix et étude de l’organe de commande
2.3.1 Choix de la commande
La partie Commande d'un système est un ensemble de composants regroupant plusieurs
technologies. Elle sert à :
 coordonner la succession des actions sur la Partie Opérative,
 surveiller son bon fonctionnement,
 gérer les dialogues avec les intervenants (interface homme-machine)
 gérer les communications avec d'autres systèmes,
 assurer le traitement des données et des résultats relatifs au procédé, aux matières
d’œuvre, aux temps de production, à la consommation énergétique.
Comme organe de commande, nous citons : Microcontrôleur (µc), Automate programmable
Industriel (API) et les ordinateurs. D’après le principe de JHON VON NEWMAN, qui est à
l’origine du modèle de machine universelle de traitement programmé de l’information, un
microprocesseur doit être inséré au sein d’un système minimum de traitement programmé de
l’information comme le montre la figure 27.
Figure 27: schéma minimum d'un contrôleur à base de microprocesseur

Ibrahim NOUHOU 33
2.3.1.1. Automate programmable Industriel (API)
L’API, comme tous les autres organes, est un appareil que l'on programme pour effectuer des
opérations cycliques. Il reçoit des données par ses entrées, celles-ci sont ensuite traitées par
un programme prédéfini, et le résultat obtenu est délivré par ses sorties.
Les API ont des caractéristiques qui leurs permettent d’être privilégiés à n’importe quel
contrôleur :
 Les API sont disponibles modulaires et sous diverses présentations : coffret, pack,
cartes…
 Pour les ambiances difficiles (température, poussière, risque de projection ...), les API
utilisés sont en boîtier étanche, supportant une large gamme de température.
 Les contraintes de l’environnement industriel se présentent sous trois formes :
 Environnement physique et mécanique (résilience) ;
 pollution chimique ;
 perturbation électrique et électromagnétique
La figure ci-dessous montre la structure externe/interne d’un API, il en existe différentes
marques selon les fabricants parmi les quelles Siemens, CQM OMRON, Schneider, ALLEN
BRADLLEY que nous utilisons présentement dans le laboratoire d’Electricité, d’Electronique
et d’Automatisme (EEA) de l’ENI- ABT.
Figure 28: structure d’un automate programmable industriel
Ils ont une structure interne assez similaire à celui d’un système micro-programmé.
Compte tenu des caractéristiques citées, nous en concluons que les API doivent être utilisées
dans les grandes industries de production ou une multitude des machines doit être contrôlée
avec un circuit de puissance dont celui de la commande demande une tension moyenne autour
de 24V.
2.3.1.2. Ordinateurs
Un ordinateur est une machine de traitement de l’information, il est doté des nombreuses
fonctionnalités, comme l’automatisation, le contrôle et la commande de tous les processus
industriels, domestiques etc. Son utilisation est défavorisée dans le processus industriel par sa
fragilité et son coût.
Dans la plupart des cas, il est utilisé pour la supervision et la commande à distance du
processus, il est également utilisé pour son confort, comme console pour la programmation
des API, microcontrôleur etc. c’est un élément incontournable de l’industrie d’aujourd’hui.

Ibrahim NOUHOU 34
2.3.1.3. Microcontrôleur
Le microcontrôleur est un dérivé du microprocesseur. Sa structure est celle des systèmes à
base de microprocesseurs. Il est donc composé d’une unité centrale de traitement et de
commande (équivalente au microprocesseur), de mémoires et de ports d’entrées/sorties.
En plus de cette configuration minimale, les microcontrôleurs sont dotés d’un ou plusieurs
systèmes de comptage (TIMER) et des convertisseurs analogique/numérique (CAN) intégré.
Ces atouts sont supplémentaires permettant de nombreuses applications telles que :
Acquisition et traitement de données analogiques (CAN), Comptage d’événements (TIMER).
On peut voir le système minimum ci-dessous.
Figure 29: structure interne d'un microcontrôleur
A une multitude de fonctions et caractéristiques égales à celles des autres contrôleurs, les
microcontrôleurs sont privilégiés par rapport aux autres par son bon marché, son faible
encombrement etc. ceux-ci sont des critères très généralement pris en compte lors du choix
d’une commande qui permet de contrôler un système à caractère industriel de moindre taille.
Conclusion particulière
Vu les caractéristiques environnementales de tous ces organes que nous venons de définir,
notre choix se porte sur le microcontrôleur. Par sa disponibilité, nous choisissons le module
Arduino que nous disposons également dans le laboratoire EEA de l’ENI-ABT
2.3.2 Etude de la commande
Arduino désigne un circuit électronique basé sur un microcontrôleur et doté d’une prise USB
(Universal Serial Bus) permettant de connecter le circuit à un ordinateur, ainsi que plusieurs
connexions destinées à relier des composants électroniques/électriques externes tels que des
moteurs, des relais, des capteurs, des LEDs, des microphones, etc. Arduino est une plateforme
de prototypage d’objets interactifs créatif constituée d’une carte électronique ou matériel et
d’un environnement de programmation ou logiciel gratuit. Il en existe différents modèles
ARDUINO UNO R3, ARDUINO Méga (ATmega1280), ARDUINO MEGA2560 Rev3 que
nous utilisons pour faire les tests et simulations de notre projet. Ils différent par la technologie
de fabrication. [8]

Ibrahim NOUHOU 35
2.3.2.1 Module Arduino
Le microcontrôleur Arduino est une puce électronique placé au milieu d’une carte
électronique facilitant la connexion via le bus avec un certain nombre de composants qui lui
fournissent notamment une source d’électricité régulée et stable ainsi des moyens de
communiquer avec l’ordinateur qui va servir à concevoir les programmes qui animeront son
environnement ou l’ensemble de système à contrôler. La carte électronique est montrée ci-
dessous.
Figure 30:carte Arduino Mega 2560
2.3.2.2 Environnement de Développement Intégré (EDI) :
Cette partie constitue l’environnement de développement intégré ou est développé le
programme devant contrôler le système. Le logiciel Arduino est gratuitement téléchargeable,
disponible sous Windows, Macs etc. La carte Arduino MEGA2560 peut être programmée
avec le logiciel Arduino . Il suffit de sélectionner "Arduino " dans le menu Tools > Board (en
fonction du microcontrôleur présent sur votre carte, ici ARDUINO MEGA 2560)...
Le développement sur Arduino :
 On code l'application : Le langage Arduino est basé sur les langages C/C++, avec des
Fonctions et des librairies spécifiques à Arduino (gestions des entrées/sorties).

Ibrahim NOUHOU 36
 On relie la carte Arduino à l’ordinateur (PC) et on transfère le programme sur la carte,
puis on débranche et l’utilisation devient autonome
Le logiciel de programmation des modules Arduino peut être transféré au travers de la liaison
série (RS232, Bluetooth ou USB selon le module).
Figure 31:environnement de développement Arduino (zone du programme)
2.4 Définition du cahier de charges
2.4.1 Description du système
Un ensemble de sources de production permet de satisfaire aux besoins énergétiques, de façon
générale, d’une zone périurbaine, rurale et même urbaine ou l’accès à l’électricité s’est avéré
difficile dans différentes conditions telles que :
a) Le réseau électrique ne couvre pas tous les points de consommation d’énergie d’une zone
donnée ;
b) Délestage intempestif ;
c) Coût d’électricité élevé ;
d) Menaces sur l’environnement dues à l’utilisation abusive des énergies conventionnelles ;
Dans un premier temps nous voulons que la majeure partie de l’énergie consommée par la
charge soit fournie par le générateur photovoltaïque quand il est à mesure de le faire. Pendant
la nuit, la totalité de l’énergie est fournie à la charge par le parc de batteries, à défaut par le(s)
groupe(s) électrogène(s) appropriés pour fournir l’énergie manquante.
2.4.2 Fonctionnement du système
Ce système peut fonctionner sous deux (2) modes selon la disponibilité de la source
d’énergie, on distingue donc :

Ibrahim NOUHOU 37
Mode automatique
 Le fonctionnement du jour
Ce mode peut mettre en œuvre les trois (3) sources disponibles dans le système selon les
circonstances tout en priorisant la source la plus économique en terme de coût de production.
Pendant le jour, les panneaux fournissent essentiellement l’énergie à la charge et aux
batteries. Si cette énergie n’est pas suffisante alors un groupe ou des groupes sélectionnés
automatiquement par le système de commande vont démarrer et fournir l’énergie manquante.
Par ailleurs, si la charge n’est pas encore satisfaite on peut aller :
- soit en mode nuit
- soit utiliser cette énergie disponible à la source pour alimenter uniquement les charges
prioritaires telles que les hôpitaux, les écoles etc.
Les figures 32 à gauche et à droite illustrent respectivement le fonctionnement jour avec
générateur photovoltaïque seul et générateur photovoltaïque avec groupe électrogène combiné
suivant que la flèche sorte ou entre.
 Le fonctionnement nocturne :
Pendant la nuit l’énergie photovoltaïque n’est pas disponible donc un choix optimisant le
système reste primordial. L’énergie de base est choisie en fonction de plusieurs critères. On
privilégie dans ce cas le parc de batterie, mais en cas de dysfonctionnement ou de non
satisfaction de la charge on sollicite le secours de groupes électrogènes qui restent les sources
d’appoint pour le système. Les figures 33 illustrent le fonctionnement ci-dessus décrit.
Figure 32: mode jour GPV avec GE (à droite), mode jour GPV seul (à gauche)

Ibrahim NOUHOU 38
Mode de fonctionnement manuel :
Lorsqu’il y a un disfonctionnement dans le système automatique, on sollicitera un mode de
fonctionnement particulier visant à démarrer le système manuellement et qui permet à
l’opérateur d’avoir accès au démarrage manuel plutôt que celui prévu (système automatique).
2.5 Traduction du cahier des charges :
2.5.1 Organigramme
L’organigramme présenté ci-après représente le langage humain du système.
Figure 33: Mode nuit batterie avec Groupe (à droite), Mode nuit batterie seule (à gauche)

Ibrahim NOUHOU 39
Figure 34: organigramme du système

Ibrahim NOUHOU 40

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Ibrahim NOUHOU 45
2.5.2 Programmation
Lorsqu’on veut appliquer ce même programme à un autre système différent de celui-ci,
connaissant le profil de la charge à alimenter, il suffit de faire:
- Un dimensionnement du système sur lequel on veut l’appliquer, pour déterminer les
paramètres de fonctionnement, les puissances de différentes sources : le générateur
photovoltaïque, la capacité de la batterie de stockage et la puissance du groupe
électrogène convenu.
- Insérer les paramètres dans le programme
- Puis démarrer le système
Voir le programme en annexe 3.

Ibrahim NOUHOU 46

Ibrahim NOUHOU 47
3.1 Présentation du site
3.1.1 Situation géographique
La ville de Diéma se trouve à 9,19° de longitude Ouest et à 14,54° de latitude Nord dans la
commune de Diéma. Elle est constituée de cinq (5) quartiers qui sont :
Boulacounda I, boulacouda II, kontecounda I, kontecounda II et Koulouba [6]
.
Figure 35: carte de la région de Kayes ou figure Diéma
3.1.2 Population et activités économiques de la ville de Diéma
La ville de Diéma a une population estimée en 1998 à 7007 habitants, dont 3509 hommes et
3498 femmes repartis en 701 ménages, 9028 habitants en 2003, et 9498 habitants en 2004. A
partir de ces chiffres, la population en 2013 a été évaluée à 14998 habitants pour 1500
ménages en faisant des calculs approximatifs sur la base d’un taux d’accroissement annuel de
5 ,2 % [3]. La population de la ville de Diéma est composée de différentes ethnies : Sarakolé,
Bamanan, Kassonkhé, Peul et Maure ; les principales langues parlées sont le Bamanan, le
Sarakolé, le peul et le maure.
Les principales religions, l’Islam, le Christianisme et l’Animisme cohabitent en parfaite
harmonie.
Le tableau 2 présente quelques données sociodémographiques l’évolution de la ville de Diéma
au fil des ans.

Ibrahim NOUHOU 48
Tableau 2: données sociodémographiques de la ville de Diéma
ANNEE 1998 2003 2004 2013 2023
Population
hommes
femmes
total
3509
3498
7007
4523
4505
9028
4758
4740
9498
7509
7479
14988
12447
12397
24844
Nombre de ménages 1 168 1505 1583 2 498 4140
Nombre de personnes par ménage 6 6 6 6 6
Source [6]
3.1.2.1 Activités économiques
L’économie repose sur les trois secteurs traditionnels, à savoir le primaire, le secondaire et le
tertiaire. L’agriculture est la principale activité économique de la ville.
Les superficies cultivables sont estimées à 9 088 hectares, soit 65% de la superficie totale
(13 838 ha). Les activités agricoles portent sur le maraichage, l’arboriculture et la
céréaliculture. Les principales cultures vivrières sont : le sorgho, le mil, le maïs, le riz (dans
les bas-fonds) et le fonio en culture secondaire.
Les spéculations relatives au maraichage sont : l’échalote, la laitue, l’aubergine, le piment,
l’oignon, le chou, la carotte, le niébé feuille, l’ail, la betterave et la menthe. Cette activité est
pratiquée aux abords des mares et le long du marigot.
L’arboriculture commence à se développer, on retrouve surtout les mangues, les papayes,
les goyaves, les citrons etc.
A Diéma l’exode rural s’effectue en toutes saisons par les hommes en direction de Bamako où
ils vendent leur force de travail. Les revenus sont utilisés pour la nourriture, l’habillement, le
paiement d’impôts, de dots, l’achat de matériels agricoles. L’émigration est orientée sur la
France, le Gabon, la Côte d’Ivoire, la Guinée Conakry, la Libye, les Etats-Unis d’Amérique.
Les autres activités pratiquées sont : L’élevage, L’artisanat, Le commerce, Les transports etc.
3.1.2.2 Situation énergétique
La ville de Diéma est nettement défavorisée en matière d’accès à l’éducation, à la santé, à
l’eau potable et à l’électricité. Diéma qui se trouve au carrefour des voies BAMAKO-
KAYES-SENEGAL(RN7) et BAMAKO-NIORO-MAURITANIE, a un besoin urgent en eau
et électricité depuis la fermeture de la centrale thermique de l’Entreprise Golée Baba (EGB)
en avril 2012.
L’EGB avait un effectif de 6 personnes dont 5 agents et un gardien. Elle avait démarré en
2006 avec deux groupes de 150KVA de marque DOTCH avec 454 abonnés. La ligne de
distribution de l’électricité comportait 150 poteaux distants les uns des autres de 40mètres, sur

Ibrahim NOUHOU 49
une distance de 3km. La centrale fonctionnait de 8h du matin jusqu’au lendemain à 2h. A
cause de la forte demande de la population le nombre d’abonnés est passé de 454 à 518
abonnés et les deux groupes électrogènes de 150 kVA ont été remplacés par des 250KVA
avec une extension du réseau qui est passé de 3km à 13 km. Une réduction du temps de
fonctionnement de 18 à 10 heures a été opérée. Malgré cela, toujours à cause de la forte
demande les générateurs ne parvenaient plus à satisfaire aux besoins de la population. Le coût
du kWh était de 220 FCFA (prix fixe imposé par l’AMADER) en 2006. Les GE de 250kVA
consommaient 600 litres /jour et même 700 litres/jours pendant les mois de mars, avril, mai.
L’augmentation incessante du coût du gas-oil d’une part, la surexploitation des deux GE (qui
se sont finalement détériorés) d’autre part, ont entrainé la fermeture d’EGB.
Les compteurs étaient des 5, 10,30A.
3.2 Processus de dimensionnement du système
Le dimensionnement de toute application industrielle ou domestique ayant pour objectif final
l’alimentation d’un site (urbain, périurbain ou rural) doit commencer par l’évaluation de la
charge, ce qui fait l’objet d’une installation industrielle. En effet, le bilan de puissances de
l’ensemble de tous les récepteurs installés permet de remonter au choix définitif de la source
délivrant la puissance (réseau public, source indépendante etc.) devant prendre la charge. Ce
processus fait intervenir différents paramètres entrant dans les calculs depuis la production
jusqu’à la distribution en passant par le transport.
D’après le théorème des circuits électriques, la somme des puissances fournies ∑ 𝑆𝐹 est égale
à la somme des puissances consommées ∑ 𝑆𝐶 augmentée des pertes ∑ 𝑆𝑝 générées au cours
du transport et la consommation énergétique.
∑ 𝑆𝐹 = ∑ 𝑆𝐶 + ∑ 𝑆𝑝 (11)
3.2.1 Besoins énergétiques de la ville
On évalue les besoins énergétiques par la relation (12)
𝐵(𝑊ℎ) = ∑ 𝑃𝑘
𝑛
𝑘 ∗ 𝑇𝑘 (12)
 𝐵(𝑊ℎ) besoin énergétique
 𝑃𝑘 puissance de l’équipement, en Watt (W)
 𝑇𝑘 temps de fonctionnement de l’équipement k/j (heure)
Il faut noter que les données de base que nous allons prendre, sont les fruits apportés des
enquêtes menées par des étudiants qui avaient déjà évalué les besoins énergétiques de la ville
de Diéma [6].
Ces enquêtes ont été faites dans le cadre d’un projet d’installation de 1MWc lancé par
l’énergie du mali (EDM S.A.) pour alimenter la ville de Diéma en électricité. Elles ont
conduit à l’évaluation totale des besoins énergétiques de la ville sur l’horizon 2023. Les
données issues de ces enquêtes sont présentées dans le tableau 3.

Ibrahim NOUHOU 50
Tableau 3: consommation journalière en fonction de temps (h)
Temps (h) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Charge Totale (kW) 137.76 137.76 137.76 137.76 152.52 183.78 341.94 342.46 902.45 956.46 1001.41 928.80
Temps (h) 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Charge Totale (kW) 859.18 875.36 890.41 870.77 853.15 787.58 1048.75 667.64 642.28 641.20 627.17 418.69
3.2.2. Hypothèses de dimensionnement du système
A partir des données du tableau 3 ci-dessus, nous représentons le profil (figure 35) des
puissances moyennées journalières nous permettant de faire l’hypothèse de dimensionnement
ci-après.
Figure 36:courbe de la charge journalière en fonction du temps (h)
Le pic de la charge diurne est atteint à 11h soit 1001,41 kW, alors que celui de la charge
nocturne est atteint à19h30 soit 1048,75 KW.
En tenant compte de ces pics qui ont lieu à des moments différents du jour, on dimensionne :
- le générateur photovoltaïque (GPV) en fonction de la charge diurne
- les groupes électrogènes (GE) et le parc de batteries en fonction de la charge nocturne
Nous illustrons cette répartition par le tableau 4 dont les détails sont donnés en annexe 2 :
1001,41
1048,75
0
200
400
600
800
1000
1200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Puissance
(kW)
temps(heure)
profil de la charge totale journaliere (kW)
charge (kW)

Ibrahim NOUHOU 51
Tableau 4: Répartition des charges
source puissance
maximale (kW)
Intervalle de Temps de
fonctionnement
énergie
consommée
(kWh)
énergie %
charge diurne GPV 1001,41 7h- 17h 11h 8822.39 59.34
charge nocturne
Batterie
1048,75
17h-19h 2h 1836.33 14.53
Groupe1, 2,3 20h-6h 11h 3884.32 26.13
consommation totale/jour 14 543.04 100
Remarque : La batterie est chargée par le GPV durant la journée. Aussi l’énergie que le GPV
doit fournir à la batterie est (1836,33kWh)/rendement de la batterie, soit 2160,39kWh.
On évalue alors l’apport de :
- Energie renouvelable à 10658.72 kWh (8822.39kWh+2160,39kWh), soit 73.87%
- Energie conventionnelle à 3884.32 kWh, soit 26.13%
3.2.3 Evaluation de l’énergie solaire 𝐄𝐒 (kWh/m2/j)
L’évaluation de l’ensoleillement a pour but de déterminer la puissance crête du générateur
photovoltaïque (GPV) et la capacité de batterie associée, à partir des données d’ensoleillement
du site d’une part et des besoins électriques de l’utilisateur d’autre part.
3.2.3.1 Détermination du mois de référence
Le mois de référence est le mois pour lequel le rapport entre l’énergie consommée et
l’ensoleillement reçu dans le plan des panneaux solaires est minimal. L’angle d’inclinaison
des modules est choisi en fonction de la latitude. Pour une inclinaison fixe tout le long de
l’année, celle-ci est prise d’après le tableau 5 égale à la latitude du lieu 𝛽 = 14.54°.
Tableau 5: inclinaison des panneaux en fonction de la latitude [5]
Latitude  Inclinaison
 <100  =100
100
< <300  = 
300
< <400  = +100
 >400  = +150
A partir des coordonnées géographiques de la ville de Diéma que nous avons définies plus
haut, nous avons utilisé le logiciel PVGIS pour déterminer l’ensoleillement dans le plan des
modules photovoltaïques. Les résultats de PVGIS sont donnés sur la figure 37.

Ibrahim NOUHOU 52
Figure 37:détermination de l'ensoleillement dans le plan incliné des capteurs par PVGIS
[Source : logiciel PVGIS Afrique]
Hβ: Irradiation globale journalière reçue dans le plan des modules PV inclinés d’un angle β
sur l’horizontal en moyenne mensuelle (kWh/m2
.j)
Hm : Irradiation globale journalière cumulée par mois dans le plan des modules PV inclinés
d’un β sur l’horizontal (kWh/m2
.mois).
Une fois l’ensoleillement dans le plan des capteurs connu, on dresse dans le tableau 6, les
paramètres variant mois par mois en moyenne mensuelle.
Par les relations (7), (8), (9), (10), évoquées dans le chapitre I, nous calculons les paramètres
indiqués dans le tableau 6 afin de déterminer la puissance crête du GPV.

Ibrahim NOUHOU 53
Tableau 6: paramètres de dimensionnement en moyenne mensuelle
mois Tam kt Bi (kWh/j) Bd (kWh/j) Hβ (kWh/m2
.j) Tcell 𝜂𝑡 Kd Ki Pci (KWc) Pcd (KWc) Pc (KWc)
jan 30,6 0,622 1836,33 8822,39 6,16 53,62 0,871 0,723 0,614 485,379 1982,14 2467,523
fév. 34,7 0,63 1836,33 8822,39 6,77 57,92 0,852 0,706 0,601 451,695 1844,59 2296,287
Mars 37,2 0,628 1836,33 8822,39 7,67 60,37 0,841 0,697 0,593 403,917 1649,48 2053,394
Avr. 40,6 0,605 1836,33 8822,39 6,89 63,17 0,828 0,687 0,584 456,489 1864,17 2320,654
Mai 42,1 0,595 1836,33 8822,39 6,29 64,41 0,823 0,682 0,580 503,425 2055,84 2559,263
juin 40,3 0,557 1836,33 8822,39 5,79 61,63 0,835 0,693 0,589 538,683 2199,82 2738,505
juillet 35,2 0,536 1836,33 8822,39 5,44 55,98 0,861 0,714 0,607 556,414 2272,23 2828,646
Aout 33 0,519 1836,33 8822,39 5,41 53,34 0,872 0,724 0,615 551,876 2253,70 2805,573
Sept 35 0,553 1836,33 8822,39 6,09 56,22 0,860 0,713 0,606 497,657 2032,28 2529,939
Oct. 37,8 0,604 1836,33 8822,39 6,59 60,35 0,841 0,697 0,593 470,052 1919,55 2389,607
Nov. 36 0,635 1836,33 8822,39 6,46 59,35 0,845 0,701 0,596 476,974 1947,82 2424,797
Déc. 32 0,627 1836,33 8822,39 6 55,15 0,864 0,717 0,609 502,292 2051,21 2553,503
Tam (°C) : Température ambiante en moyenne mensuelle
Kt : Indice de clarté en moyenne mensuelle
Bd (kWh/jr) : Besoins directs énergétiques journaliers sur le réseau (Bd)
Bi (kWh/jr) : les besoins indirects énergétiques journaliers avec la batterie (Bi)
Hβ (kWh/m. jr) : ensoleillement dans le plan des capteurs
Tcell (°C) : température de la cellule photovoltaïque
𝜂𝑡 : Coefficient correctif dû à la température du module
Kd : coefficient correctif global direct de conversion énergétique sans la batterie
Ki : coefficient correctif global indirect de conversion énergétique avec rendement de batterie

Ibrahim NOUHOU 54
Nous avons divisé le champ photovoltaïque en deux groupements de modules dont :
- Le premier injecte directement l’énergie dans le réseau et la puissance crête est désignée
par <<Pcd>>
- Le second injecte indirectement l’énergie en passant par la batterie, la puissance crête est
désignée par <<Pci>>.
- Pc(KWc) est la puissance crête totale fournie par le GPV.
Conformément aux règles de dimensionnement des systèmes hybrides, le mois de référence
est le mois dont l’ensoleillement Hβ est le plus élevé dans le tableau 6.
La puissance crête totale à installer est égale alors 2053.39 KWc.
 Caractéristiques des modules choisis
Nous prenons un module photovoltaïque monocristallin ELYSUN de caractéristiques
techniques suivantes :
Puissance crête = 300Wc ±3%
Tension au point de puissance maximale (Vmp) : 37,62V ;
Courant au point de puissance maximale (Imp) : 7,98 A ;
Tension en circuit ouvert (Vco) : 44,62 V ;
Courant de court- circuit(Icc) : 8,56 A ;
Coefficient de température pour la puissance : αp = -0,5%℃ ;
Coefficient de température pour la tension en circuit ouvert : αVoc = -0,35%℃;
Coefficient de température pour le courant de court-circuit : αIsc= +0,04%℃;
Tension maximum du système : 1000V ;
Nombre de cellules : 72 cellules monocristallines ;
Type de cellule : CEEG/JA Solar ;
Dimensions des cellules : 125×125mm ;
Dimension du module (L×l×H) = 1956×992×45mm ;
Poids : 28kg
Rendement du module : 15,46%
3.2.3.2 Configuration du GPV
Le champ photovoltaïque étant subdivisé en deux groupements de modules, nous
dimensionnons séparément la partie destinée à charger le parc de batteries et celle injectée
directement dans le réseau. Comme le montre le tableau 6 plus haut, nous prenons
directement les puissances crêtes calculées.
- La puissance crête dans le parc de batteries : 403.17 KWc
- La puissance crête dans le réseau : 1649.48 KWc

Ibrahim NOUHOU 55
Pour installer le GPV, les modules doivent être connectés en série-parallèle. Pour ce faire,
nous cherchons le nombre total de modules nécessaires à la fourniture de la puissance crête
calculée puis nous en déduisons le nombre des modules en série et la puissance crête
installée.
 Nombre de modules solaires 𝑵𝒎
𝑵𝒎 =
𝑷𝑪
𝑷𝑪𝑼
(13)
Ou 𝑷𝑪𝑼 est la puissance crête unitaire du module
 Nombre de modules en série Nms
𝑵𝒎𝒔 =
𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑛𝑐𝑡𝑖𝑜𝑛𝑛𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡 𝑑𝑢 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚𝑒
𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑎𝑙𝑒 𝑑′𝑢𝑛 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒
(14)
En tenant compte de la tension d’entrée des onduleurs, à savoir 400V, on choisit une tension de travail
du parc de batteries de 400V.
𝑵𝒎𝒔 =
400
37.62
≈ 𝟏𝟏 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑠𝑒𝑟𝑖𝑒
On choisit en définitif 11 modules en série afin de maintenir la tension dans une bande 𝟒𝟎𝟎𝑽 ± 𝟏%.
 Nombre de branches en parallèle Nbp
𝑵𝒃𝒑 =
𝒏𝒐𝒎𝒃𝒓𝒆 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒅𝒆 𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆𝒔
𝒏𝒐𝒎𝒃𝒓𝒆 𝒅𝒆 𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆 𝒆𝒏 𝒔𝒆𝒓𝒊𝒆
(15)
Par les relations (13), (14), (15), nous résumons la configuration de l’ensemble du GPV dans le tableau
8.
Tableau 7: configuration des éléments du GPV
champ indirect du
parc de batteries
champ du réseau direct
sans batterie
Nombre total du
GPV
Nombre de modules en série (Nms) 11 11 11
Nombre branches en parallèle (Nbp) 123 512 635
Nombre total de modules (Nm) 1353 5632 6 985
Puissance crête installée (KWc) 405.9 1689.6 2095.5
3.2.3.3 Répartition des apports des différentes sources d’énergie
- GPV : l’énergie produite par le GPV en moyenne mensuelle peut être calculée par la
relation (16)
𝐸𝑝(𝑘𝑊ℎ) = 𝐊 × Hβ × 𝑃𝑐 (16)
- GE : l’énergie produite par les GE est égale à la différence entre le besoin total et
l’énergie produite par le GPV.
Le tableau 7 résume cette situation.

Ibrahim NOUHOU 56
Tableau 8: Apports des différentes sources d'énergie.
mois K Hβ (kWh/m2
/j) PC (kWc) Apport GPV (kWh) apport des GE (kWh)
jan 0,614 6,16 2095,50 7927,89 2730,83
fév. 0,601 6,77 2095,50 8519,08 2139,64
Mars 0,593 7,67 2095,50 9526,79 1131,93
Avr. 0,584 6,89 2095,50 8429,63 2229,09
Mai 0,580 6,29 2095,50 7643,71 3015,01
juin 0,589 5,79 2095,50 7143,40 3515,32
juillet 0,607 5,44 2095,50 6915,76 3742,96
Aout 0,615 5,41 2095,50 6972,64 3686,08
Sept 0,606 6,09 2095,50 7732,30 2926,42
Oct. 0,593 6,59 2095,50 8186,39 2472,33
Nov. 0,596 6,46 2095,50 8067,58 2591,14
Déc. 0,609 6 2095,50 7660,95 2997,77
La figure 37 montre la variation de l’apport énergétique des groupes électrogènes par rapport
au générateur photovoltaïque.
Figure 38:variation de l’apport énergétique des GE par rapport au GPV
Nous remarquons sur la figure 38, que l’apport des énergies renouvelables est nettement
supérieur à celui des énergies d’origine fossile.
3.2.4 Capacité de la batterie
Afin de déterminer la capacité du parc de batteries de la centrale, nous limitons l’énergie
produite dans les intervalles de temps définis (2 heures) sur la figure 39.
9526,79
1131,93
0,00
2000,00
4000,00
6000,00
8000,00
10000,00
12000,00
Energie
en
kWh
Apport d'energie de GPV et de GE
Apport GPV (kWh)
Apport GE (kWh)

Ibrahim NOUHOU 57
Figure 39:Courbe des besoins couverts par la batterie.
Besoins (kWh/j) : les besoins énergétiques cumulés à satisfaire par la batterie par jour
La consommation journalière est l’énergie cumulée en une journée pendant les intervalles de
temps de fonctionnement de la charge. Elle devient alors égale 1836.33 kWh/jour. On définit
donc la capacité par la relation (17).
(17)
 le besoin énergétique à satisfaire B
 le rendement de la batterie b
 égal à 85%
 la tension de travail de la batterie V (volt) ;
 la profondeur de décharge maximale de la batterie entre (Pdmax) 60%;
 le nombre de jours d’autonomie du système est de 1jour.
𝑪 =
𝟏𝟖𝟑𝟔𝟑𝟑𝟎∗𝟏
𝟒𝟎𝟎∗𝟎.𝟖𝟓∗𝟎.𝟔
≈ 𝟗𝟎𝟎𝟏. 𝟔𝟐 𝑨𝒉
Le parc de batterie est constitué par des batteries de marque VICTRON OPzV Solar 2V
3000Ah. La technologie de ces batteries autorise une utilisation sans entretien. Elle a été
conçue pour assurer en toute sécurité la continuité de fourniture d’énergie pendant la nuit et
les périodes de faible ensoleillement. [7]
Figure 40 : batteries 2V/3000Ah
18 19
Besoins(kWh/j) 787,58 1836,33
1836,33
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
Energie
consommée
(kWh)
Temps (heure)
besoins à satisfaire par la batterie par jour
Besoins(kWh/j)
 
max
100
d
b P
V
autonomie
B
Ah
C






Ibrahim NOUHOU 58
Etant donné que la tension d’alimentation des onduleurs chargeurs côté DC est 400 V, alors les
batteries seront mises en série et en parallèle.
Nombre de batterie en série 𝐍𝐛𝐬
𝐍𝐛𝐬 =
𝐓𝐞𝐧𝐬𝐢𝐨𝐧 𝐝′𝐚𝐥𝐢𝐦𝐞𝐧𝐭𝐚𝐭𝐢𝐨𝐧
𝐓𝐞𝐧𝐬𝐢𝐨𝐧 𝐝𝐞 𝐥𝐚 𝐛𝐚𝐭𝐭𝐞𝐫𝐢𝐞
(18)
𝐍𝐛𝐬 =
𝐕
𝐕𝐛
=
𝟒𝟎𝟎
𝟐
= 𝟐𝟎𝟎, On aura 200 batteries en série.
Le nombre de rangées de batteries en parallèle (𝐍𝐛𝐩)
𝐍𝐛𝐩 =
𝐜𝐚𝐩𝐚𝐜𝐢𝐭é 𝐭𝐨𝐭𝐚𝐥𝐞
𝐜𝐚𝐩𝐚𝐜𝐢𝐭é 𝐮𝐧𝐢𝐭𝐚𝐢𝐫𝐞
(19)
𝐍𝐛𝐩 =
9001.62
3000
≈ 3
On a donc 3 Rangées de 200 batteries de 2V/3000Ah à mettre en parallèle. La capacité réelle à
installer est de 9 000 Ah.
Nombre total de batteries 𝑵𝒕𝒃
Nous mettons de batteries en série et en parallèle pour avoir la valeur de la capacité souhaitée.
𝑵𝒕𝒃 = 𝑵𝒃𝒑 ∗ 𝑵𝒃𝒔 (20)
𝑵𝒕𝒃 = 𝟑 ∗ 𝟐𝟎𝟎 Soit 600 batteries de 2V/3000Ah.
Puissance fournie par le parc de batteries
Pour déterminer la puissance de la batterie, on tient compte du pic de la puissance
consommée par la charge en fonction du temps (heure) dans l’intervalle [17h ,19h]. Ce qui
correspond à la durée minimale de fonctionnement et au courant maximal absorbé.
𝑷𝒃𝒂𝒕𝑴𝒂𝒙 =
𝑷𝒄𝒉𝒂𝒓𝑴𝒂𝒙
ɳ𝒐
(21)
𝑷𝒃𝒂𝒕𝑴𝒂𝒙 =
𝟏𝟎𝟒𝟖.𝟕𝟓
𝟎.𝟗𝟓
= 𝟏𝟏𝟎𝟑. 𝟗𝟓 𝒌𝑾
3.2.5 Configuration des onduleurs
Pour choisir l’onduleur d’un champ photovoltaïque, il est important de respecter les
contraintes suivantes :
- La puissance d’onduleur est comprise entre 0.7 et 1.2 fois la puissance du champ PV
- Une adaptation adéquate champ/onduleur des caractéristiques courant-tension [9]
Nous choisissons les types UPS ( : Unintertupted Power Supply = ASI : Alimentation sans
interruption) AEG POWER SOLUTION, dont les caractéristiques techniques sont présentés
ci-dessous
Caractéristiques d’entrées :
Tension nominale CC min. /max. en V 307 / 461
Pmax en KVA 600
Caractéristiques de sortie

Ibrahim NOUHOU 59
Puissance nominal à cos 0,8 500 kVA (400kW)
Tension nominale CA en V 3 x 400
Tension de sortie min/max. en V 380 / 415
Réponse statique < ± 1 %
Réponse dynamique < ± 5 %
Temps de réponse 2 ms
Fréquence en Hz 50 / 60
Tolérance de fréquence réseau absent ± 0,1 %
Tolérance de fréquence (synchronisée) ± 1 %
Courant de sortie en A 723
Forme de la tension sinusoïdale
Taux de distorsion 3 %
Facteur de crête max. 3
Capacité de surcharge 1 min. 150 %
Capacité de surcharge 10 min. 125 %
Courant de court-circuit typique 300 %
Le rendement maximum 95%
3.2.5.1 Onduleurs réseau
Le nombre total d’onduleurs (𝐍𝐨𝐧𝐝𝐬)
𝐍𝐨𝐧𝐝𝐬 =
𝐏𝐮𝐢𝐬𝐬𝐚𝐧𝐜𝐞 𝐝𝐮 𝐜𝐡𝐚𝐦𝐩 𝐩𝐡𝐨𝐭𝐨𝐯𝐨𝐥𝐭𝐚𝐢𝐪𝐮𝐞
(
𝒑𝒖𝒊𝒔𝒔𝒂𝒏𝒄𝒆 𝒅𝒆 𝒍′𝒐𝒏𝒅𝒖𝒍𝒆𝒖𝒓
𝒓𝒆𝒏𝒅𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕 𝒅′𝒐𝒏𝒅𝒖𝒍𝒆𝒖𝒓
⁄ )
(22)
Nous avons multiplié le rendement de l’onduleur par la puissance du champ photovoltaïque
pour la conversion de la puissance continue en alternatif.
𝐍𝐨𝐧𝐝𝐬 =
𝟏 𝟔𝟖𝟗.𝟔𝟎𝟎
𝟒𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎
∗ 𝟎. 𝟗𝟓 ≈ 𝟒
Nous aurons à utiliser 4 onduleurs PV pour injecter directement l’énergie sur le réseau.
Nombre de rangées de modules par onduleurs :
𝑵𝒎𝒐 =
𝑵𝒐𝒎𝒃𝒓𝒆 𝒅𝒆 𝒓𝒂𝒏𝒈é𝒆𝒔 𝒕𝒐𝒕𝒂𝒍 𝒆𝒏 𝒑𝒂𝒓𝒂𝒍𝒍è𝒍𝒆
Nombre d′onduleurs
(23)
𝑵𝒎𝒐 =
𝟓𝟏𝟏
𝟒
𝑵𝒎𝒐 = 𝟏𝟐𝟕. 𝟕𝟓 ≈ 𝟏𝟐𝟖 𝒓𝒂𝒏𝒈é𝒆𝒔 𝒅𝒆 𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆𝒔 𝒑𝒂𝒓 𝒐𝒏𝒅𝒖𝒍𝒆𝒖𝒓
Ainsi donc, le nombre total de rangées en parallèle sera 128 x 4 = 512.
Le nombre total de modules sera donc 512x11 = 5632 modules et une puissance crête de
1689.6 kWc.

Ibrahim NOUHOU 60
3.2.5.2 Onduleur chargeur
Le nombre d’onduleurs chargeur
Nonchargeur =
Puissance maximale batterie∗rendement d′onduleur
Puissance onduleur
(24)
Nonchargeur =
𝟒𝟎𝟓.𝟗∗𝟎.𝟗𝟓
𝟒𝟎𝟎𝟎𝟎𝟎
≈ 𝟏
Nous prenons 1 onduleur chargeur pour injecter indirectement l’énergie produite par une
partie du GPV. A l’aide de cet onduleur nous avons aussi la possibilité de recharger le parc de
batterie à partir du réseau.
3.2.6 Capacité des groupes électrogènes
Connaissant la puissance active nominale fournie à la charge Pcharge (Watt) et le facteur de
puissance 𝑓𝑝 = 0.8 du réseau, nous déterminons la puissance apparente S (kVA) par la
relation (25).
𝑆 =
Pcharge
0.8∗cosφ
(25)
Le taux de charge du GE est 0.8. Nous utilisons trois groupes électrogènes de puissances
différentes :
 Le groupe 1 : fournit 25% de la puissance totale.
𝑺𝟏 = 𝟎. 𝟐𝟓 ∗
𝟏𝟎𝟒𝟖.𝟕𝟓
𝟎.𝟖∗𝟎.𝟖
∗ 𝟏. 𝟐𝟓 ≈ 𝟓𝟓𝟎𝒌𝑽𝑨 / 440 kW
𝒇𝒑 = 𝟎. 𝟖 , Tension entre phases : 400V
 Le groupe 2 : fournit 35% de la puissance totale.
𝑺𝟐 = 𝟎. 𝟑𝟓 ∗
𝟏𝟎𝟒𝟖.𝟕𝟓
𝟎.𝟖∗𝟎.𝟖
∗ 𝟏. 𝟐𝟓 ≈ 𝟕𝟐𝟎 𝒌𝑽𝑨 / 576 kW
 Le groupe 3 : fournit 40% de la puissance totale
𝑺𝟑 = 𝟎. 𝟒 ∗
𝟏𝟎𝟒𝟖.𝟕𝟓
𝟎.𝟖∗𝟎.𝟖
∗ 𝟏. 𝟐𝟓 ≈ 𝟗𝟎𝟎 𝒌𝑽𝑨 /720kW
1.25 est le coefficient d’extension utilisé pour palier au problème de démarrage des moteurs
électriques et des charges imprévues. A partir des puissances calculées, nous avons normalisé
ces puissances dans le tableau des GROUPES CUMININS que nous avons choisi (annexe
2).
3.2.7 Capacité du transformateur
A partir du pic de la charge (1048.75KW) du tableau 3, nous déterminons la capacité du
transformateur à la sortie de la centrale pour injecter l’énergie sur le réseau de moyenne
tension 20 KV par la relation (26)
𝑆𝑇𝑟 =
𝑃𝑐ℎ𝑎𝑟𝑔∗𝑘𝑒
𝑡𝑐∗𝑐𝑜𝑠𝜑
(26)
𝑆𝑇𝑟 =
1048.75∗1.4
0.8∗0.8
≈ 2.3 𝑀𝑉𝐴

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