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Université Sultan Moulay Slimane
FACULTE POLYDISCIPLINAIRE
DÉPARTEMENT DE PHYSIQUE
- BENI MELLAL -
Licence Professionnelle :
Energies Renouvelables (ER)
Option : Energies Renouvelables
Stage de Fin d’Etudes
Etude et dimensionnement des systèmes d’énergie
Solaire Pour éclairage et pompes forage à la digue de
CMG et le Barrière
••••• Réalisé par Imane AIT SALEM
•••••
Soutenu le
06/07/2023 devant
le jury composé de
:
Pr. Soufiane BELHOUIDEG, Président
Pr. Mohamed DRIOUICH, Examinateur
Pr. Mohamed SAMODA, Encadrant
Année Universitaire : 2022-2023
Remerciement
Avant de commencer à traiter ce thème, nous aimerons remercier quelques personnes qui nous
ont aidé à établir notre rapport de stage. Au premier temps, nous tenons à exprimer notre profonde
gratitude à Mr MOHAMED SAMMOUDA (Professeur au sein de faculté polydisciplinaire Béni
Mellal) pour votre soutien inestimable. Votre dévouement et votre professionnalisme ont été
remarquables et ont fait toute la différence.
Nos sincères remerciements vont aussi à Mr LOUDINI OTHMANE (responsable du service
maintenance au sein de la Compagnie Minière de Guemassa). Nous avons été véritablement
touchées par votre engagement à nous fournir les ressources et les outils nécessaires. Vos conseils
précieux ont été d'une grande valeur.
Encore une fois, merci beaucoup pour l'encadrement exceptionnel que vous nous avez offert
tout au long de notre parcours dans la réalisation de notre projet de fin d’études. Nous sommes
reconnaissantes d'avoir eu la chance de travailler et d'apprendre sous votre supervision. Nous
tenons aussi à présenter nos vifs remerciements à toute l’équipe pédagogique de la faculté
polydisciplinaire Béni Mellal et les intervenants professionnels responsables de la filière LP
énergies renouvelables pour nous avoir assuré une bonne formation théorique que pratique.
Enfin, nous sommes convaincues que nous n'aurions pas pu réussir sans vos aides. Nous vous
souhaitons tout le bonheur et la réussite que vous méritez.
Table des matières
Introduction ...........................................................................................................................................1
CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL.......................................................... 2
I. Introduction : .................................................................................................................................3
II. Présentation du groupe Managem :..............................................................................................3
1. Présentation AL MADA ................................................................................................................3
2. Historique.......................................................................................................................................3
3. Filiales du Groupe Managem.........................................................................................................3
III. Présentation de CMG (La mine Hajjar) : ....................................................................................4
1. Procédure de traitement de minerai :...........................................................................................4
2. Organisation de la CMG.................................................................................................................5
IV. Conclusion :................................................................................................................................6
CHAPITRE II : SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE.................................................................................. 7
I. Système photovoltaïque................................................................................................................8
1. Eléments centrales d’une installation photovoltaïque..................................................................9
1.1. Les modules photovoltaïques....................................................................................................9
1.2. Les batteries de stockages : .......................................................................................................9
1.2.1. Caractéristiques de la batterie...............................................................................................9
1.2.2. Les types de batteries solaires :...........................................................................................10
1.1. Régulateur de charge :.............................................................................................................11
1.2. Les onduleurs/ convertisseurs :...............................................................................................12
2. Les types des installations photovoltaïques ................................................................................13
2.1. Installation photovoltaïque isolé/autonome :.........................................................................13
2.2. Installation photovoltaïque hybride : ......................................................................................14
2.3. Installation photovoltaïque raccordées au réseau : ................................................................14
CHAPITRE III : DIMENSIONNEMENT DES INSTALLATIONS PHOTOVOLTAIQUE ............................. 16
Partie I : Etude Géographique..............................................................................................................17
I. Situation du site :.........................................................................................................................17
II. Orientation et inclinaison des panneaux solaires :......................................................................17
III. L’irradiation solaire : ................................................................................................................18
Partie II : Dimensionnement de la première zone (La dique)..............................................................19
[Installation photovoltaïque raccordé au réseau] ...............................................................................19
I. Dimensionnement du champ photovoltaïque.............................................................................19
1. Estimation de besoin journalière :...............................................................................................19
1.1. L’énergie produite (Kwh/j) :.....................................................................................................19
1.2. La puissance crête Pc des modules photovoltaïque :..............................................................19
1.3. Choix de la tension de fonctionnement...................................................................................20
1.4. Choix du type de module photovoltaïque : .............................................................................20
1.5. Détermination du nombre de modules à installer : ................................................................20
1.6. Vérification de la surface : .......................................................................................................21
II. Dimensionnement d’onduleur :...................................................................................................21
1. Le choix d’onduleur......................................................................................................................21
1.1. Compatibilité en tension :........................................................................................................22
1.2. Compatibilité en courant : .......................................................................................................23
1.3. Compatibilité en puissance :....................................................................................................23
III. Dimensionnement des câbles :................................................................................................24
IV. Dimensionnement des éléments de protection :....................................................................24
1. Partie DC : ....................................................................................................................................24
2. Partie AC :.....................................................................................................................................26
Partie III : Dimensionnement de la deuxième zone (La barrière)........................................................28
[Installation photovoltaïque autonome] .............................................................................................28
I. Dimensionnement du champ photovoltaïque.............................................................................28
1. Estimation de besoin journalière :...............................................................................................28
2. L’énergie produite (Kwh/j) :.........................................................................................................28
3. La puissance crête Pc des modules photovoltaïque :..................................................................29
4. Choix de la tension de fonctionnement.......................................................................................29
5. Choix du type de module photovoltaïque : .................................................................................29
6. Détermination du nombre de modules à installer : ....................................................................30
7. Vérification de la surface : ...........................................................................................................30
II. Dimensionnement des batteries :................................................................................................30
1. Le choix de batterie :....................................................................................................................30
2. Dimensionnement la capacité des batteries : .............................................................................31
3. Détermination du nombre de batterie à installer :........................................................................32
III. Dimensionnement d’onduleur :...............................................................................................32
1. Le choix d’onduleur :...................................................................................................................32
1.1. Compatibilité en tension : ........................................................................................................33
1.2. Compatibilité en courant :........................................................................................................33
1.3. Compatibilité en puissance : ....................................................................................................34
IV. Dimensionnement d’onduleur chargeur : ...............................................................................34
V. Dimensionnement des câbles :....................................................................................................35
VI. Dimensionnement des éléments de protection :....................................................................36
1. Partie DC : ....................................................................................................................................36
2. Partie AC :.....................................................................................................................................37
Partie IV : Simulation sur logiciel PV SOL.............................................................................................39
I. Introduction : ...............................................................................................................................39
II. Pour la première zone (La digue) :...............................................................................................42
1. Le type d’installation et planification : ........................................................................................42
2. La consommation électrique : .....................................................................................................42
3. Emplacement des modules..........................................................................................................43
4. Choix de l’onduleur......................................................................................................................44
5. Plan de câblage ............................................................................................................................44
6. Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la dique.......................45
7. Schéma synoptique :....................................................................................................................46
III. Pour la deuxième zone (La barrière) :......................................................................................46
1. Le type d’installation et planification : ........................................................................................46
2. La consommation électrique : .....................................................................................................46
3. Emplacement des modules..........................................................................................................47
4. Choix de l’onduleur......................................................................................................................48
5. Plan de câblage ............................................................................................................................48
6. Le choix d’onduleur batterie et batterie......................................................................................49
7. Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la barrière :.................49
8. Schéma synoptique......................................................................................................................50
Partie V : Etude financière et environnement.....................................................................................51
I. Pour la première zone la dique :..................................................................................................51
Conclusion............................................................................................................................................53
Liste des figures
Figure 1: Logo AL MADA............................................................................................................................3
Figure 2: Filiales du groupe Managem ..........................................................................................................4
Figure 3: Flowsheet du traitement de minerai ...............................................................................................5
Figure 4: Organisation de la CMG.................................................................................................................6
Figure 5:Cellule en silicium poly cristallin....................................................................................................8
Figure 6:Cellule en silicium mono cristallin..................................................................................................8
Figure 7:Cellule en silicium amorphe............................................................................................................8
Figure 8: les panneaux photovoltaïques.........................................................................................................9
Figure 9:onduleur mono-tracker ..................................................................................................................12
Figure 10:onduleur multi-tracker.................................................................................................................13
Figure 11:Installation isolé ..........................................................................................................................13
Figure 12:Installation photovoltaïque hybride.............................................................................................14
Figure 13:Installation raccordée au réseau...................................................................................................15
Figure 14:Site Hajar.....................................................................................................................................17
Figure 15:Irradiation solaire mensuelle pour inclinaison de 41°.................................................................18
Figure 16:Plaque signalétique de modèle CS7L 600MS .............................................................................20
Figure 17: fiche technique de l’onduleur SIRIO K100 HV-MT..................................................................22
Figure 18:Fusible cartouche-10*38-GPV-30A-1000DCV-Mersen HP10M30 ...........................................25
Figure 19:Parafoudre DS50PV-800G/51.....................................................................................................25
Figure 20:Interrupteur-sectionneur BH-250-2P...........................................................................................26
Figure 21:Disjoncteur différentiel VigiCompact NSX400F........................................................................26
Figure 22:Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V .....................................................................................27
Figure 23:Plaque signalétique de modèle CS7L 600MS .............................................................................29
Figure 24:Caractéristique de la batterie LiFePO4 25,6/200Ah....................................................................31
Figure 25:Batterie LiFePO4 25,6/200Ah.....................................................................................................31
Figure 26:la fiche technique d'onduleur CL18000 NA de la marque Schneider Electric............................32
Figure 27:la fiche technique d'onduleur chargeur........................................................................................35
Figure 28:Parafoudre DS50PV-800G/51.....................................................................................................36
Figure 29:Eaton Interrupteur-sectionneur DC, 2P, 1000V, 32A .................................................................37
Figure 30:Disjoncteur Différentiel Tétrapolaire 40A - 30mA Type AC .....................................................37
Figure 31:Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V .....................................................................................38
Figure 32:Interface du logiciel PV Sol ........................................................................................................40
Figure 33:Information sur le site d’implantation et le type d’installation ...................................................40
Figure 34:Informations sur la consommation de la Zone ............................................................................41
Figure 35:Informations sur la consommation de la zone.............................................................................41
Figure 36:Mise en plan de bâtiment en 3D..................................................................................................42
Figure 37:Information sur le site d’implantation et le type d’installation ...................................................42
Figure 38:La consommation de la Digue.....................................................................................................43
Figure 39:planification 3D vue de face de la digue .....................................................................................43
Figure 40:Choix du panneau solaire et création des groupements...............................................................44
Figure 41: Choix d’onduleurs......................................................................................................................44
Figure 42 : Câblage entre les panneaux solaires..........................................................................................45
Figure 43:Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la dique.........................45
Figure 44:Schéma synoptique de la dique ...................................................................................................46
Figure 45: Information sur le site d’implantation et le type d’installation ..................................................46
Figure 46: La consommation de la barrière .................................................................................................47
Figure 47:planification 3D vue de face de la barrière..................................................................................47
Figure 48:Choix du panneau solaire et création des groupements...............................................................48
Figure 49:Choix d’onduleurs.......................................................................................................................48
Figure 50:Câblage entre les panneaux solaires............................................................................................49
Figure 51:Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la barrière .....................50
Figure 52:Schéma synoptique de la barrière................................................................................................50
Liste des tableaux
Tableau 1: Les types de batteries solaires....................................................................................................11
Tableau 2:Choix de l’inclinaison.................................................................................................................17
Tableau 3:Les besoins énergétiques de système..........................................................................................19
Tableau 4:Choix de Tension recommandée en fonction de la Puissance du champ....................................20
Tableau 5:Les besoins énergétiques de système de la barrière....................................................................28
Tableau 6:Choix de Tension recommandée en fonction de la Puissance du champ....................................29
Rapport de fin d’étude | 1
Introduction
L’épuisement des ressources fossiles, à plus ou moins long terme, et la flambée des cours
du brut, la lutte contre les émissions de gaz à effet de serre rendent urgentes la maîtrise des
consommations et la diversification des sources d’énergie : l’utilisation et le développement des
énergies renouvelables.
On considère qu’une énergie est renouvelable, toute source d'énergie qui se renouvelle
assez rapidement pour être considérée comme inépuisable (d'où son nom) à l'échelle de l'homme
mais aussi dans certains cas de l'humanité (solaire par exemple). Les énergies renouvelables sont
issues de phénomènes naturels réguliers ou constants provoqués principalement par le Soleil
(l'énergie solaire mais aussi hydraulique, éolienne et biomasse...), la Lune (énergie marémotrice,
certains courants : énergie hydrolienne...) et la Terre (géothermique profonde...).
Le rayonnement solaire constitue la ressource énergétique la mieux partagée sur la terre et
la plus abondante : La quantité d’énergie libérée par le soleil (captée par la planète terre) pendant
une heure pourrait suffire à couvrir les besoins énergétiques mondiaux pendant un an. Une partie
de ce rayonnement peut être exploitée pour produire directement de la chaleur (solaire thermique)
ou de l’électricité : c’est l’énergie solaire photovoltaïque. Ce mode de production ne nécessite pas
de réseau de distribution. En effet on peut produire de l’énergie électrique là où on la consomme :
- Villages, maisons isolées (un tiers de la population mondiale n’a pas accès à l’énergie
électrique). - Relais de communication, - Pompage de l’eau - Refuges, - …
Certains pays comme la France mettent en place des mesures pour inciter à produire de
l’électricité à partir de l’énergie solaire. Et dans ce cadre-là, l’énergie produite est achetée à prix
attractif (prix du kWh produit plus élever que le prix du kWh consommé et facturé par le
fournisseur d’énergie).
Cette étude est conçue pour bénéficier du rayonnement solaire de la site Hajjar , d’où
vérifier l’un des exigences de la ville verte. L’étude sera de dimensionner une installation
photovoltaïque pour deux zones sur CMG Managem, et l’orientation optimale du positionnement
du module photovoltaïque.
Rapport de fin d’étude | 2
CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE
L’ORGANISME D’ACCUEIL
Rapport de fin d’étude | 3
I. Introduction :
Dans ce chapitre, nous donnons tout d’abord une présentation générale du groupe
MANAGEM et plus particulièrement la société CMG (la Mine de Hajjar) : domaine d’activité
et le processus de traitement du minerai.
II. Présentation du groupe Managem :
1. Présentation AL MADA
AL MADA Holding est le premier acteur industriel et financier privé au Maroc, qui a acquis
une dimension et une position clé économique et sociale. Au cœur de l’économie marocaine,
cet acteur opère sur quatre métiers stratégiques : Mines (MANAGEM) et matériaux de
construction, agroalimentaire et boissons, distribution et activités financières. AL MADA
HOLDING met en œuvre son projet d’entreprise en alliant responsabilité et performance vers
un objectif de développement rentable et durable.
2. Historique
Le tableau suivant résume l’histoire du groupe Managem depuis sa création jusqu’à nos jours :
 1928 : Découverte du gisement de Cobalt de Bou-Azzer.
 1930 : Création de la société CTT et démarrage de la mine de Bou-Azzer, spécialisée
dans la production de concentré de cobalt.
 1942 : Lancement d’exploitation par CTT du gisement de manganèse de Touine.
 1949 : Création de la société des mines de Bouskour pour l’exploitation d’un gisement
de cuivre situé dans la région d’Ouarzazate.
 1969 : Création de la société SMI et démarrage de la valorisation des haldes argentifères
d’Imiter.
 1983 : Création de REMINEX, filiale spécialisée dans la recherche, l’ingénierie, et
l’exploration.
 1992 : Démarrage de la mine polymétallique de Hajar.
 1996 : Création du holding Managem regroupant les participations Minières du Groupe
ONA.
 2001 : Démarrage de la mine d’or d’Akka.
 2002 : Démarrage de l’unité de production d’oxyde de zinc sur le site du Guemassa.
 2013 : Lancement de l’usine de traitement des rejets de l’usine polymétallique à
Guemassa.
3. Filiales du Groupe Managem
Figure 1: Logo AL MADA
Rapport de fin d’étude | 4
Le Groupe MANAGEM opère au niveau de : L’exploitation et la valorisation minière à travers
5 sociétés filiales (CMG, SMI, AGM, CTT, SAMINE). Les services supports aux activités
minières à travers deux sociétés filiales (TECHSUB et REMINEX).
III.Présentation de CMG (La mine Hajjar) :
Créée en 1988, la Compagnie Minière de Guemassa (CMG) détient directement 70,77%
et 6,14% indirectement par Managem et exploite le gisement multi-métaux Hajar situé à 30
km de Marrakech.
La société exploite des concentrés de zinc, de plomb et de cuivre depuis 1992. CMG a mis en
exploitation en 2004 le gisement polymétallique de Draâ Sfar, situé à 15 km de Marrakech,
pour renforcer et soutenir la production du site de Hajar, la société́ exploite des concentrés de
zinc, de plomb et de cuivre. Sur le plan international, la mine de Guemassa occupe le sixième
rang pour la production du concentré du Zinc avec un tonnage annuel de 200.000 tonnes/an
et il figure parmi les dix premières mines métalliques du monde.
La CMG exploite le gisement de Hajjar, il est à 120 m du sol, est relevés des teneurs
intéressantes de plomb sous forme de galène PbS, de cuivre sous forme de chalcopyrite
CuFeS₂, de zinc sous forme de sphalérite ZnS et aussi de fer sous forme de pyrrhotite Fe₇S₈,
ce dernier représente le composant principal des sulfures du gisement de Hajjar représente la
matrice dont baignent les métaux de base. On y trouve aussi d’autres éléments non
exploitables (FeS2, FeAsS, Ag, …).
La CMG assure ainsi l’extraction, le traitement et la commercialisation du minerai. La
capacité de traitement de 160t/h du TV de Draa Sfar ou de Hajjar :
 Concentré de Zn : 80000 t/ans.
 Concentré de Pb : 14 000 t /ans.
 Concentré de Cu : 14 000 t/ans.
1. Procédure de traitement de minerai :
Le processus de traitement implique des diverses étapes telles que le concassage, le
broyage, la flottation et d'autres techniques de traitement pour obtenir des concentrés de zinc,
de plomb et de cuivre de qualité marchande. Ces étapes varient en fonction du type de minerai.
Voici un aperçu général des étapes typiques du traitement du minerai :
Figure 2: Filiales du groupe Managem
Rapport de fin d’étude | 5
 CONCASSAGE : Les concasseurs utilisent des surfaces métalliques pour concasser ou
compacter le minerai. Ils sont généralement classés en fonction de la finesse avec
laquelle ils broient la matière première.
Les concasseurs primaires (concasseur à mâchoire) traitent les matériaux grossiers, ils
réduisent les blocs du minerai à 120mm. Les concasseurs secondaires (concasseur
giratoire) écrasent les particules de minerai en écailles plus fines (10 mm). Chaque
concasseur est conçu pour une taille maximale des matières première et alimente
souvent sa sortie vers un crible qui trie le produit et le dirige vers un traitement ultérieur.
 BROYAGE : L'objectif du broyage est de fragmenter le matériau en particules plus
petites. Ce processus de broyage implique généralement l'application de forces
mécaniques, telles que l'impact, la compression sur le matériau solide. Le broyage du
minerai peut être réalisé de différentes manières, en fonction des caractéristiques du
minerai. Voici quelques méthodes utilisées :
o Broyeurs à boulets sont des cylindres rotatifs contenant des billes d'acier, où le
minerai est soumis à des forces d'impact et de friction par les billes en mouvement, ce
qui provoque sa réduction en particules plus petites.
o Broyeurs à barres offrent une alternative efficace aux broyeurs à boulets sauf qu’ils
utilisent des barres en acier au lieu de billes pour effectuer le broyage.
 FLOTATION : c’est une méthode utilisée pour séparer les minéraux de base du
minerai. Elle implique l'ajout des réactifs chimiques spécifiques qui se lient aux
minéraux de valeur et les font flotter à la surface. Les mousses, riches en minéraux de
valeur, sont dirigées directement vers les circuits de collecte, tandis que les rejets sont
envoyés vers les cellules d’épuisement afin que l’on puisse en extraire le maximum.
 FILTRATION : c’est la dernière étape de traitement de minerai. Il s’agit d’une simple
opération de séchage au moyen des filtres industriels, afin d’atteindre un produit à faible
taux d’humidité (de 8 à 10%).
La Figure suivante présente la procédure de production des minerais :
Figure 3: Flowsheet du traitement de minerai
2. Organisation de la CMG
Rapport de fin d’étude | 6
Figure 4: Organisation de la CMG
Structure de CMG est présentée comme suit :
IV.Conclusion :
Après avoir présenté l’organisme d’accueil, on conclut que la diversification de ressources
minérales ainsi que les différentes activités exploitées par le groupe MANAGEM a favorisé son
développement significatif. Dans le chapitre suivant, on va entamer le sujet de notre projet.
Rapport de fin d’étude | 7
CHAPITRE II : SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE
Rapport de fin d’étude | 8
I. Système photovoltaïque
L’énergie solaire photovoltaïque provient de la conversion de la lumière du soleil en électricité au
sein des matériaux semi-conducteurs comme cellules de silicium. Ces matériaux photosensibles
ont la propriété de libérer leurs électrons sous l’influence d’une énergie extérieure, c’est l’effet
photovoltaïque. L’énergie est apportée par les photons qui heurtent les électrons et libèrent un
courant électrique continu.
Il existe différents types de cellules photovoltaïque. Chaque type de cellule est caractérisé par un
rendement et un coût qui lui est propre. Cependant quelques soit le type, le rendement reste assez
faible. Les cellules les plus utilisées sont :
 Cellule en silicium poly cristallin : il s’agit du matériau photovoltaïque le plus utilisé. Il
offre un bon rendement (de 12% à 14 %) pour des coûts de fabrication maîtrisés.
 Cellule en silicium mono cristallin : le rendement de ce matériau (15 % à 17 %) est
légèrement supérieur au silicium poly cristallin, en revanche sa fabrication est plus délicate
donc plus coûteuse.
 Cellule en silicium amorphe : le rendement de ce matériau est bien inférieur à ceux des
silicium cristallin (6%) et son coût est proportionnellement inférieur.
Ces cellules sont associés en série ou parallèle pour former un panneau photovoltaïque de façon à
obtenir les tensions/courants désirés.
• Association en série
Figure 6:Cellule en silicium mono cristallin
Figure 5:Cellule en silicium poly cristallin
Figure 7:Cellule en silicium amorphe
Rapport de projet | 9
Par association en série (appelée “String”), les cellules sont traversées par le même courant et la
tension résultante correspond à la somme des tensions générées par chacune des cellules.
• Association en parallèle
Par association en parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et le courant résultant
correspond à la somme des courants générés par chacune des cellules.
1. Eléments centrales d’une installation photovoltaïque
1.1. Les modules photovoltaïques
Le module photovoltaïque est par définition un ensemble de photopiles assemblées pour générer
une puissance électrique exploitable lors de son exposition à la lumière. En effet une photopile
élémentaire ne génère pas suffisamment de tension : entre 0,5 et 1 ,5V selon les technologies. Il
faut toujours plusieurs photopiles en série pour générer une tension utilisable.
1.2. Les batteries de stockages :
La batterie photovoltaïque est en fait un accumulateur d’énergie solaire, c’est-à-dire qu’il est
possible de la charger avec de l’électricité (dans ce cas-là, produite pas les panneaux solaires) puis,
lorsque le consommateur a besoin d’énergie, la batterie produit de l’électricité tout en se
déchargeant. On parle d’un cycle pour chaque décharge/recharge d’une batterie.
1.2.1. Caractéristiques de la batterie
 Résistance interne de l’accumulateur :
La résistance interne est toujours très faible (de l’ordre de quelques centièmes d’ohm) et
négligeable en général, dans les applications numériques.
La résistance interne d’un accumulateur peut donc être déterminée en fonction de ses composants,
à savoir : la résistance de l’électrolyte, la résistance de contact entre les électrodes et les cellules,
et la résistance des matériaux propre à chacune des électrodes.
 Tension à vide
La tension à vide est la tension dans laquelle la batterie est totalement chargée.
 Tension nominale
Figure 8: les panneaux photovoltaïques
Rapport de projet | 10
C’est la tension à laquelle l’énergie stockée est restituée normalement à la charge. Cette tension
diffère en fonction des différents types de batteries, elle peut avoir une valeur de 6V, 12V, 24V,
48V...
 Rendement
C’est le rapport entre l’énergie électrique restituée par l’accumulateur et l’énergie fournie à
l’accumulateur.
 Capacité
La capacité d’une batterie est la quantité d’Ampères qu’elle fournit multiplié par le nombre
d’heures pendant lesquelles le courant circule, elle est proportionnelle aux dimensions de la
batterie. Ce paramètre est exprimé en Coulombs ou l’ampère heure (Ah) (1Ah=3600C).
 Tension de fin décharge
Comme son nom l’indique, c’est la marge de tension que doit avoir pour ne pas endommager la
batterie.
 Profondeur de décharge
La profondeur de décharge est le pourcentage de l’énergie maximale qui doit être extraite de la
batterie qui est utilisé pendant un cycle de charge/décharge, elle influence sur la durée de vie de la
batterie (plus la profondeur de décharge est important plus la durée de vie de la batterie sera courte).
 Taux d’auto-décharge
L’auto-décharge est la perte de capacité en laissant l’accumulateur au repos (sans charge) pendant
un temps donné et pour une température donnée.
 Température
La température de la batterie est celle de son atmosphère. Le comportement d’une batterie est
spécifié à une température de 27 degrés. C’est Un facteur qui influence la capacité car les
températures plus faibles réduisent leur capacité significativement, par contre des températures
plus hautes produisent une légère augmentation de leur capacité, mais ceci peut augmenter la perte
d’eau et diminuer la durée de vie de la batterie.
 Durée de vie et nombre de jour d’autonomie
Le nombre de jour d’autonomie est la période pendant laquelle la batterie assure le fonctionnent
du récepteur jusqu’à sa décharge, sans la recharger.
1.2.2. Les types de batteries solaires :
Il existe plusieurs types de batteries solaires utilisées :
 Les batteries au plomb ont été pendant longtemps l’unique option. Différentes technologies
basées sur ce matériau se sont développées :
✓ Les batteries au plomb ouvert ;
✓ Les batteries AGM ;
✓ Les batteries au gel.
 Les batteries lithium-ion sont les plus récentes et ne contiennent pas de plomb mais, comme
leur nom l’indique, du lithium.
Pour choisir une batterie solaire, il est important de bien comprendre les différences entre ces
différents modèles :
Rapport de projet | 11
Tableau 1: Les types de batteries solaires
1.1. Régulateur de charge :
Le régulateur est l’élément central d’un système photovoltaïque autonome : il contrôle les flux
d’énergie. Il doit protéger la batterie contre les surcharges (solaire) et décharges profondes
(utilisateur). Il doit également assurer la surveillance et la sécurité de l’installation (surcharge,
alarmes, fusibles et inversement de polarité). Dans un système plus élaboré, il peut aussi
commander la recharge par d’autres sources d’énergies (génératrice d’appoint, éolienne,
hydraulique). Dans certain cas, il peut réaliser une transformation de puissance (recherche du
point de puissance maximum, Maximum Power Point Tracker, MPPT). Les régulateurs de
charge de systèmes PV autonomes peuvent être classés en trois groupes principaux :
Batteries Avantages Inconvénients
Les Batteries
au plomb ouvert
- Pas cher
- Technologie fiable, robuste
et éprouvée
- Nécessite un entretien régulier
- Faible durée de vie (400-500 cycles),
on la conseille pour des utilisations
irrégulières
- Profondeur de décharge entre 60
et 80 %
- Volumineuse, elle prend beaucoup
de place
- Elle émet de l’hydrogène et
nécessite d’être placé dans
un endroit aéré
- Toxique pour l’environnement
Les batteries
AGM
- Ne nécessite pas d’entretien
- Ne dégage pas d’hydrogène
ou de chaleur
- Un peu plus chère
- Son cycle de vie est relativement
faible (600-700 cycles)
- Profondeur de décharge d’environ
80% dans la plupart des cas
- Toxique pour l’environnement
Les batteries
au gel
- Ne nécessite pas d’entretien
- Ne dégage pas d’hydrogène
ou de chaleur
- Profondeur de décharge
d’environ 50 %
- Double du prix d’une batterie plomb
ouvert
- Sensible au rythme élevé de charge et
de décharge : elle doit avoir une
application en décharge lente
- Toxique pour l’environnement
Les batteries
Lithium-ion
- Meilleure durée de vie du
marché : jusqu’à 6000 cycles
- Elle peut être déchargée plus
profondément que les batteries au
plomb
- Ne nécessite pas d’entretien
- Recyclable à 70 %
- Compacte, elle prend moins de place
- Incarne le futur des moyens de
stockage solaire
- Prix onéreux
- Même capacité de stockage que
les autres technologies au plomb
pour un prix prohibitif, ce qui en fait
un investissement peu rentable
Rapport de stage | 12
 Les régulateurs séries, qui incorporent un interrupteur entre le générateur et
l’accumulateur pour arrêter la charge.
 Les régulateurs shunt, dont l’interrupteur court-circuite le générateur solaire en fin
de charge.
 Les régulateurs à recherche de point de puissance maximum (MPPT), qui utilisent
un circuit électronique spécial permettant de soutirer en permanence du champ de
capteurs sa puissance maximal.
A ces types de circuits, on ajoute en général un régulateur de décharge pour empêcher les
décharges profondes de la batterie.
1.2. Les onduleurs/ convertisseurs :
Les convertisseurs sont des appareils servant à transformer le courant continu fourni par les
panneaux ou les tensions continues délivrées par les batteries pour l’adapter à des récepteurs
fonctionnant soit à une tension continue différente, soit à une tension alternative. Les
convertisseurs utilisés dans les systèmes PV sont de types DC/DC et DC/AC.
Les principales fonctions de l’onduleur sont les suivantes :
▪ Conversion du courant continu généré par les champs photovoltaïques en courant
alternatif et injection dans le réseau de distribution.
▪ Ajustement de la tension à l’entrée de l’onduleur pour un fonctionnement à puissance
maximale des champs photovoltaïques. D’autre part des fonctions de sécurité sont
généralement intégrées dans l’onduleur couplé au réseau à savoir :
▪ Protection des biens et des personnes. - Protection du réseau électrique par découplage.
▪ Le suivi de Pmax du champ P V en fonction de l’ensoleillement et de la température
(MPPT tracking)
Le Maximal Power Point Tracker (MPPT) est un système intégré à l’onduleur et qui permet de
caler le courant et la tension d’entrée de l’onduleur sur le point de puissance maximale du
groupe photovoltaïque. Il est peut être calculé. Grâce à des méthodes et des algorithmes. Dans
notre cas on va se limiter seulement à la méthode de la Perturbation et l’Observation (P & O).
On distingue entre deux types des Trackers (MPPT) :
 Onduleur mono-tracker : Il est composé d’un seul système MP P T (Maximal Power
Point Tracking), d’un convertisseur continu → alternatif, d’une protection différentielle
et d’une protection de découplage.
Convertisseur
Continu → alternatif
Protection
Différentielle
Protection de
découplage
Côté DC Côté AC
L
Figure 9:onduleur mono-tracker
Rapport de stage | 13
 Onduleur multi-tracker : Il est constitué d’un convertisseur continu → continu, d’un
convertisseur continu → alternatif, d’une protection différentielle et d’une protection de
découplage.
La principale caractéristique de l’onduleur destiné aux systèmes PV est la recherche du meilleur
point de fonctionnement du système. L’unité de régulation de l’onduleur assure un
fonctionnement du générateur P V au point de fonctionnement optimal (Point de Puissance
Maximale ou MP P) pour garantir une production de puissance électrique maximale.
2. Les types des installations photovoltaïques
2.1. Installation photovoltaïque isolé/autonome :
Le principe de ce type d’installations consiste à charger des batteries qui pourront stocker le
surplus de la production électrique pour pouvoir le restituer.
Les principaux éléments d’un système photovoltaïque autonome sont :
- Le panneau photovoltaïque : il produit un courant électrique continu
- Le régulateur : il optimise la charge et la décharge de la batterie suivant sa capacité et
assure sa protection.
- L’onduleur : transforme le courant continu en alternatif pour alimenter les récepteur AC.
Convertisseur
Continu → Continu
Convertisseur
Continu → alternatif
Protection de
découplage
MPPT 1
MPPT 2
Côté DC Côté AC
Protection
Différentielle
Figure 10:onduleur multi-tracker
Figure 11:Installation isolé
Rapport de stage | 14
- Les batteries : sont chargées de jour pour pouvoir alimenter la nuit ou les jours de mauvais
temps.
2.2. Installation photovoltaïque hybride :
Actuellement, les systèmes hybrides d’énergie associent au moins deux technologies
complémentaires : une ou plusieurs sources d’énergie sont des générateurs diesels ou bien le
réseau électrique public, et au moins une source d’énergie renouvelable. Les sources
renouvelables comme le photovoltaïques et l’éolienne ne délivrent pas une puissance
constante. Leur association avec des sources classique permet d’obtenir une production
électrique continue.
La difficulté de ce type de systèmes est d’équilibrer les différentes sources d’énergie de façon
à toutes les optimiser, étant entendu que les sources thermiques (gasoil, gaz) et le réseau
électrique public sont toujours les appoints de dernier recours. Étant donné que l’énergie solaire
fluctue et que la capacité de production des groupes électrogènes est limitée à une certaine
plage, il est souvent possible d’inclure le stockage de la batterie pour optimiser la contribution
de l’énergie solaire à la production globale du système hybride.
Figure 12:Installation photovoltaïque hybride
2.3. Installation photovoltaïque raccordées au réseau :
Cette approche permet de produire l’électricité pour la consommer sur place et d’acheminer
l’excédent d’énergie vers le réseau. Lorsqu’il y a déficit ou pendant les moments défavorables,
le réseau alimente le site, ce qui élimine la nécessité d’utiliser des batteries, qui nécessitent un
grand investissement financier et qui ont une durée de vie très limitée.
Ces éléments sont :
- Les panneaux photovoltaïques.
- Un onduleur on Grid.
- Un compteur d’énergie
Rapport de stage | 15
Figure 13:Installation raccordée au réseau
Rapport de stage | 16
CHAPITRE III : DIMENSIONNEMENT DES
INSTALLATIONS PHOTOVOLTAIQUE
Rapport de stage | 17
Partie I : Etude Géographique
I. Situation du site :
Latitude Nord : 31°22’00’’ (31,367°)
Longitude Ouest : 08°03’40’’ (-8,081°)
Distance du site à Marrakech : 32Km
Distance du site à Casablanca : 270Km
Distance du site à Rabat : 360Km
Distance du site à Agadir : 303Km
II. Orientation et inclinaison des panneaux solaires :
On appelle orientation le point cardinal vers le quel est tournée la face active du panneau (sud, nord,).
Les panneaux sont toujours orientés vers l’équateur :
- Orientation vers le sud dans l’hémisphère Nord.
- Orientation vers le nord dans l’hémisphère Sud.
Elle indique l’angle que fait le panneau avec l’horizontale, elle se comporte en degrés. Pour que les
modules produisent un maximum d’énergie, il faut que les surfaces soient perpendiculaires aux rayons
solaires, or le soleil d’une saison à l’autre n’a pas la même inclinaison ; selon les saisons, à midi, il
est plus au moins plus haut dans le ciel. On doit donc incliner les modules pour qu’ils soient face au
soleil.
La méthode de choix de l’inclinaison est d’utilisé le tableau ci- dessous, qui indique la relation entre
la latitude et l’inclinaison des panneaux solaires.
Figure 14:Site Hajar
Tableau 2:Choix de l’inclinaison
Rapport de stage | 18
Rappelons que la latitude de notre site est de ; 31°22’00’’(31,367°) Nord. D’après le tableau 2,
l’inclinaison des panneaux est de ∝ = 41°
III. L’irradiation solaire :
Il existe plusieurs méthodes pour estimer le flux global d’irradiation solaire qui tiennent compte
essentiellement des données d’insolation.
On va utilises le logiciel de calcul PVgys
A partir de la Figure I.2 le mois le plus défavorable à CMG Hajar est Novembre Donc
l’irradiation global journalier en Novembre est de Ir =
𝟏𝟖𝟎,𝟗
𝟑𝟎
=6,03 Kwh/m². j .
Figure 15:Irradiation solaire mensuelle pour inclinaison de 41°
Rapport de stage | 19
Partie II : Dimensionnement de la première zone (La dique)
[Installation photovoltaïque raccordé au réseau]
I. Dimensionnement du champ photovoltaïque
1. Estimation de besoin journalière :
Tableau 3:Les besoins énergétiques de système
❖L’énergie consommée par jour (Kwh/j) :
Ec (Wh/j) =459,592 KWh/j
1.1. L’énergie produite (Kwh/j) :
L’énergie à produire par le champ photovoltaïque est calculé par la formule suivante :
𝐸𝑝: l’énergie à produire par le champ photovoltaïque en (Wh/jr).
𝐸𝑐: L’énergie totale consommée en (Wh / jr).
K : facteur de correcteur qui tient compte divers Paramètres :
- incertitude météorologiques.
- Les caractéristiques des modules solaire.
- Rendement de charge et de décharge de la batterie.
- Rendement du régulateur.
- Rendement de l’onduleur.
- Perte des câblages de connexion.
Sa valeur théorique est comprise entre 0.55 et 0.75 [on prend comme valeur de K=0.75]
Donc :
1.2. La puissance crête Pc des modules photovoltaïque :
Equipements
Nombre
d'unités
Puissance
unitaire (w)
Temps de
fonctionnement (h)
Energie en wh/j
Tube Led 18 18 8 2592
Projecteur 2 50 8 800
Projecteur 4 500 8 16000
Pompe horizontal de Forage 2 18000 8 288000
Pompe horizontal de Forage 1 15000 8 120000
Pompe horizontal de Cave 1 15000 1 15000
Climatiseur 2 1400 4 11200
Plaque chauffante 1 2000 3 6000
51968 459592
Inventaire d'éclairage
Inventaire des équipement
Ep(Wh) =
Ec
k
Ep(Wh) =
459,592
0,75
Ep(Wh) = 612,789 Kwh/j
Rapport de stage | 20
La puissance crête totale du champ photovoltaïque, dépend de l’irradiation quotidienne du
lieu d’utilisation, elle est donnée par :
Ir : L’irradiation journalière du mois le plus défavorable.
Application Numérique :
1.3. Choix de la tension de fonctionnement
Le choix de la tension nominal d’un système dépend de la disponibilité de matériels (modules
et récepteurs). Il dépend aussi des niveaux de puissance et d’énergie nécessaire selon le type
d’application.
Le tableau montre les tensions du système correspondantes à chaque intervalle de puissance
crête.
Pour la tension de fonctionnement j’ai choisi 48V car la puissance crête de la zone > 10KWc.
1.4. Choix du type de module photovoltaïque :
Il y a beaucoup des marques de module entre Polycristalin et monocristalin et dépend de
Puissance maximale [Wc] ; Courant de court-circuit Icc [A], Dimensions (L*H*I) [mm] et
dépend de prix aussi.
Pour en faire on a choisi le panneau solaire de la marque CandianSolar CS7L 600MS - Si
monocristalline comme le montre sa fiche technique ci-dessous :
Figure 16:Plaque signalétique de modèle CS7L 600MS
1.5. Détermination du nombre de modules à installer :
Pc =
Ep
Ir
Pc =
612,789
6,03
Pc = 𝟏𝟎𝟏, 𝟔𝟐𝟑 𝑲𝑾𝒄
Tableau 4:Choix de Tension recommandée en fonction de la Puissance du champ
Rapport de stage | 21
A partir de la puissance crête des panneaux monocristallin 600Wc, nous déterminons le
nombre des panneaux solaire nécessaire à l’installation.
Nous appliquons la formule suivante :
𝑁𝑝 =
𝑃
𝑐
𝑃
𝑝𝑣
Application Numérique :
Np =
101,623 ∗ 1000
600
𝑁𝑝 = 169,372, Donc 170 Panneaux
170 panneaux solaires, d’une puissance unitaire de 600W, donc on a gagné une puissance de
102kw.
1.6. Vérification de la surface :
→ la surface disponible est :
A= 23*21=483𝒎𝟐
→ Surface totale St du champ PV :
Dimension d’un module :
Longueur : 2172mm.
Largeur : 1303mm.
Donc:
St=2,172*1,303*170=481,12 𝒎𝟐
La surface totale du champ PV est inférieure à la surface du toit disponible. Donc on a pu
installer
II. Dimensionnement d’onduleur :
1. Le choix d’onduleur
Le choix et le nombre d'onduleurs repose sur 3 critères :
→ La compatibilité en puissance
→ La compatibilité en tension
→ La compatibilité en courant
A partir de ces 3 critères, le dimensionnement des onduleurs va imposer la façon de câbler les
modules entre eux.
Pour en faire on a choisi l’onduleur SIRIO K100 HV-MT de la marque AROS SOLAR
TECHNOLOGIR comme le montre sa fiche technique ci-dessous :
Rapport de stage | 22
1.1. Compatibilité en tension :
Un onduleur est caractérisé par une tension d'entrée maximale admissible Umax. Si la tension
délivrée par les modules est supérieure à Umax, l'onduleur sera irrémédiablement détruit.
La tension d'entrée maximale admissible indiquée sur la fiche technique d’onduleur SIRIO
K100 HV-MT Umax=1000. Donc la tension délivrée par le groupe photovoltaïque ne devra
donc jamais dépasser cette valeur de 1000 V, pour l'onduleur SIRIO K100 HV-MT.
La plage de tension MPPT va donc aussi avoir un impact sur le nombre de modules
photovoltaïques en série. En effet, on cherchera idéalement à obtenir une tension délivrée par le
groupe photovoltaïque comprise dans la plage MPPT.
Pour calculer ces deux nombres min et max (modules en séries), nous nous sommes basés sur
les formules suivantes :
→ Nombre minimale de modules en série :
𝑁𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + [
𝑈𝑚𝑝𝑝𝑡,𝑚𝑖𝑛
𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 0,85
]
Application numérique :
𝑁𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + [
450
34,9 ∗ 0,85
] = 16 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥
→ Nombre maximale de modules en série :
𝑁𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − [
760
34,9 ∗ 1,15
] = 18 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥
Avec :
- E+[X] : la partie entière inférieure du nombre X.
- E-[X] : la partie entière supérieure du nombre X.
- Umppt,min : la valeur minimale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne.
- Umppt,max : la valeur maximale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne.
Figure 17: fiche technique de l’onduleur SIRIO K100 HV-MT
Rapport de stage | 23
- Umpp : la tension de puissance maximale du module.
- 0.85 : est un coefficient de minoration permettant de calculer la tension MPP à 70°.
- 1.15 : un coefficient de sécurité impose par la norme UTE C15-712.
Pour vérifier la tension d’entrée d’onduleur on va faire se calcule par la formule simple
suivante :
𝑁𝑡 = 𝑁𝑚𝑎𝑥 ∗ 𝑉
𝑐𝑜 ∗ 1,15 = 18 ∗41,3**1,15=854,91880V
Donc la tension d’entrée d’onduleur est compatible.
1.2. Compatibilité en courant :
Un onduleur est caractérisé par un courant maximal admissible en entrée. Ce courant d'entrée
limite correspond au courant maximal que peut supporter l'onduleur côté CC.
Lorsque le courant d'entrée de l'onduleur côté CC est supérieur au courant maximal admissible
par l'onduleur, celui-ci continue de fonctionner mais fournit au réseau la puissance
correspondante à son courant maximal.
Le courant maximal d'entrée est indiqué sur la fiche technique d'onduleur SIRIO K100 HV-MT
de la marque AROS SOLAR TECHNOLOGIR est Imax = 245 A.
→ Le nombre de modules photovoltaïques en parallèle :
Le nombre maximum de chaînes photovoltaïques en parallèle se calcule par la formule simple
suivante :
𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 𝐸 − [
𝐼𝑚𝑎𝑥
𝐼𝑚𝑝𝑝
]
- E-[X]est la partie entière inférieure du nombre X.
- Imax est le courant maximal admissible par l’onduleur
- Impp est le courant de puissance maximale des modules
Application numérique :
𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 𝐸 − [
245
17,20
] = 14 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢
Pour vérifier la compatibilité de courant on va faire se calcule par la formule simple suivante :
𝐼𝑚𝑝𝑝 ∗ 𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 17,20*14 =240,8A  245A
Donc le courant d’entrée d’onduleur est compatible.
1.3. Compatibilité en puissance :
D'après les calculs lors des étapes précédentes, nous pouvons mettre au maximum 14 chaîne
par tracker.
Chaque chaîne sera composée au minimum de 16 modules et au maximum de 18 modules en série.
La configuration maximale (14 chaînes de 18 modules, par tracker) permet donc de disposer de
252 modules pour cet onduleur. Cela correspond à une puissance installée de 252×600 = 151,2
KWc. Cette puissance installée est supérieure à la puissance maximale admissible par l’onduleur
(Pmax=100KWc pour l’onduleur SIRIO K100 HV-MT).
Nous décidons donc choisir 10 chaines de 17 panneaux en série par tracker.
Cette nouvelle configuration présente donc 170 modules, ce qui correspond à une puissance
installée de 170× 600 = 102 KWc.
Rapport de stage | 24
Cette puissance installée est compatible avec la puissance maximale admissible en entrée de
l'onduleur SIRIO K100 HV-MT. Nous utiliserons donc un onduleur SIRIO K100 HV-MT raccordé
à un groupe photovoltaïque de 170 modules photovoltaïques configuré de la façon suivante : 10
chaines de 17 panneaux en série par tracker.
III. Dimensionnement des câbles :
 La section du câble entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction :
La distance entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction est : 50m
- On a 10 chaînes de 17 modules en série par tracker
𝑈 = 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 17 = 34,9 ∗ 17 = 593,3 𝑉
∆𝑈 = 𝑈 ∗ 0,03 = 17,799 𝑉
𝑆 =
𝜌1 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑝𝑝
∆𝑈
𝑆 =
0.02314 ∗ 2 ∗ 50 ∗ 10 ∗ 17,20
17,799
= 𝟐𝟐, 𝟑𝟔𝒎𝒎𝟐
Soit un conducteur d’une section minimale de 22,36 mm² (section normalisée 25 mm²)
 La section du câble entre la boite de jonction et l’onduleur :
La distance entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction est : 100m
- On a 10 chaînes de 17 modules en série par tracker
𝑈 = 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 17 = 34,9 ∗ 17 = 593,3 𝑉
∆𝑈 = 𝑈 ∗ 0,03 = 17,799 𝑉
𝑆 =
𝜌1 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑝𝑝
∆𝑈
𝑆 =
0.02314 ∗ 2 ∗ 100 ∗ 10 ∗ 17,20
44,72
= 𝟒𝟒, 𝟕𝟐𝒎𝒎𝟐
Soit un conducteur d’une section minimale de 44,42 mm² (section normalisée 50 mm²).
IV. Dimensionnement des éléments de protection :
1. Partie DC :
 Les fusibles DC :
Dans une installation photovoltaïque, le nombre des chaînes en parallèles qui exige l’utilisation des
fusibles. Si le générateur PV est constitué d’une chaîne unique, le courant de défaut inverse n’existe
pas, et aucun dispositif de protection contre les surintensités n’est exigé. Alors dans notre cas on
dispose 10 chaînes des modules PV, donc les fusibles de protection contre les surintensités sont
nécessaires.
Donc :
𝐼 > 1,25 ∗ 𝐼𝑐𝑐 = 1,25 ∗ 18,47 = 23,08𝐴
Alors le courant de fusible DC doit supérieur à 23.08A. On prendre le fusible de 30 A
Rapport de stage | 25
Donc on totalité on installera 20 fusibles.
 Les parafoudres :
La protection des installations photovoltaïques contre les surtensions d’origine atmosphérique est
assurée par des parafoudres DC. Pour la protection contre les surtensions d’origines
atmosphériques nous avons choisi un parafoudre de tension supérieure à 702,1 V. Donc on
installera un parafoudre de 800 V.
Le nombre des parafoudres on totale sont un parafoudre.
 Interrupteur sectionneur :
Le choix d’un interrupteur sectionneur repose sur :
- La tension assignée d’emploi (Ue) doit être supérieure ou égale à la tension maximale Uoc max
du générateur photovoltaïque.
Figure 18:Fusible cartouche-10*38-GPV-30A-1000DCV-Mersen HP10M30
Figure 19:Parafoudre DS50PV-800G/51
Rapport de stage | 26
- Le courant assigné In doit être au moins égal à 1.25 Isc du circuit.
𝐼𝑛 > 1,25 ∗ 𝐼𝑐𝑐 ∗ 𝑛𝑏 𝑑𝑒 𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 1,25 ∗ 18,47 ∗ 10 = 230,875𝐴
Donc on choisit un interrupteur-sectionner de 250 A. Alors on a besoin un interrupteur-
sectionneur.
2. Partie AC :
 Le disjoncteur différentiel
D’après la norme C le disjoncteur différentiel à mettre en aval de l’onduleur est un disjoncteur de
sensibilité 30 mA.
L’onduleur SIRIO K100 HV-MT délivre un courant de 277 A, donc le courant du disjoncteur à
utiliser vaut :
In ≥ 1.25 × 277= 346.25A
Donc on prendre le disjoncteur de 400 A
Pour le nombre de disjoncteurs nécessaire est : 1 disjoncteur.
Figure 20:Interrupteur-sectionneur BH-250-2P
Figure 21:Disjoncteur différentiel VigiCompact NSX400F
Rapport de stage | 27
 Parafoudre AC :
Pour la protection contre les surtensions d’origines atmosphériques nous avons choisi un
Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V.
Figure 22:Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V
Rapport de stage | 28
Partie III : Dimensionnement de la deuxième zone (La barrière)
[Installation photovoltaïque autonome]
I. Dimensionnement du champ photovoltaïque
1. Estimation de besoin journalière :
❖L’énergie consommée par jour (Kwh/j) :
Ec (Wh/j) =80,922 Wh/j
2. L’énergie produite (Kwh/j) :
L’énergie à produire par le champ photovoltaïque est calculé par la formule suivante :
𝐸𝑝: l’énergie à produire par le champ photovoltaïque en (Wh/jr).
𝐸𝑐: L’énergie totale consommée en (Wh / jr).
K : facteur de correcteur qui tient compte divers Paramètres :
- incertitude météorologiques.
- Les caractéristiques des modules solaire.
- Rendement de charge et de décharge de la batterie.
- Rendement du régulateur.
- Rendement de l’onduleur.
- Perte des câblages de connexion.
Sa valeur théorique est comprise entre 0.55 et 0.75 [on prend comme valeur de K=0.75]
Donc :
Ep(Wh) =
Ec
k
Ep(Wh) =
80,922
0,75
Ep(Wh) = 107,896 Kwh/j
Equipements Puissance Nombre d'unités
Temps de
fonctionnement (h)
Energie en wh/j
Tube Led 18 6 12 1296
Projecteur (1×100W) 100 4 12 4800
Projecteur (1×500W) 500 1 12 6000
Projecteur (1×250W) 250 1 12 3000
Climatiseur 1400 2 5 14000
PC fixe 200 3 24 14400
Impraimente 365 2 2 1460
Scanner 36 1 2,4 86
Onduleur 750 1 24 18000
Plaque chauffante 2000 1 3 6000
Moteur 240 2 24 11520
Sirene 15 1 24 360
80922,4 wh/j
Inventaire d'éclairage
Inventaire des equipement
Total d'énergie consommée
Tableau 5:Les besoins énergétiques de système de la barrière
Rapport de stage | 29
3. La puissance crête Pc des modules photovoltaïque :
La puissance crête totale du champ photovoltaïque, dépend de l’irradiation quotidienne du
lieu d’utilisation, elle est donnée par :
Ir : L’irradiation journalière du mois le plus défavorable.
Application Numérique :
4. Choix de la tension de fonctionnement
Le choix de la tension nominal d’un système dépend de la disponibilité de matériels (modules
et récepteurs). Il dépend aussi des niveaux de puissance et d’énergie nécessaire selon le type
d’application.
Le tableau montre les tensions du système correspondantes à chaque intervalle de puissance
crête.
Pour la tension de fonctionnement j’ai choisi 48V car la puissance crête de la zone > 10KWc.
5. Choix du type de module photovoltaïque :
Il y a beaucoup des marques de module entre Polycristalin et monocristalin et dépend de
Puissance maximale [Wc] ; Courant de court-circuit Icc [A], Dimensions (L*H*I) [mm] et
dépend de prix aussi.
Pour en faire on a choisi le panneau solaire de la marque CandianSolar CS7L 600MS - Si
monocristalline comme le montre sa fiche technique ci-dessous :
Pc =
Ep
Ir
Pc =
107,896
6,03
Pc = 𝟏𝟕, 𝟖𝟗𝟑 𝑲𝑾𝒄
Figure 23:Plaque signalétique de modèle CS7L 600MS
Tableau 6:Choix de Tension recommandée en fonction de la Puissance du champ
Rapport de stage | 30
6. Détermination du nombre de modules à installer :
A partir de la puissance crête des panneaux monocristallin 600Wc, nous déterminons le
nombre des panneaux solaire nécessaire à l’installation.
Nous appliquons la formule suivante :
𝑁𝑝 =
𝑃
𝑐
𝑃
𝑝𝑣
Application Numérique :
Np =
17,893 ∗ 1000
600
𝑁𝑝 = 29,822, Donc 30 Panneaux
30 panneaux solaires, d’une puissance unitaire de 600W, donc on a gagné une puissance de
18kw.
7. Vérification de la surface :
❖ Calcul de la surface disponible :
A= 12*12=144𝒎𝟐
❖ Surface totale St du champ PV :
Dimension d’un module :
Longueur : 2172mm.
Largeur : 1303mm.
Donc :
St=2,172*1,303*30
St= 84,903 𝒎𝟐
La surface totale du champ PV est inférieure à la surface du toit disponible. Donc on a pu
installer
II. Dimensionnement des batteries :
1. Le choix de batterie :
Parce que l’utilisation des batteries est quotidienne on est besoin a l’un de durer de vie longue et
l’utilisation de l’énergie est plus on doit utiliser une batterie de tension de stockage élevée et au
même temps on prend on considération de prix de batterie alors la batterie sélectionnée est de type
Lithium solaire VICTRON 200Ah, destinée au stockage de l'énergie solaire
Rapport de stage | 31
.
2. Dimensionnement la capacité des batteries :
Pour déterminer la capacité des batteries, on utilise l’équation suivante :
𝐶 =
𝐸𝑐 ∗ 𝑁
𝐷 ∗ 𝑈𝑠𝑦𝑠
- Ec énergie de consommation (Wh).
- N: le nombre des jours d’autonomie.
- D: profondeur de décharge maximale.
- 𝑼𝒔𝒚𝒔: La tension du système.
Figure 24:Caractéristique de la batterie LiFePO4 25,6/200Ah
Figure 25:Batterie LiFePO4 25,6/200Ah
Rapport de stage | 32
- Batterie stationnaire (décharge 80% d’où D=0.8)
- Batterie de démarrage (50%, D = 0.5)
Donc :
𝐶 =
80922,4 ∗ 1
0,8 ∗ 48
𝐶 = 2108 𝐴ℎ
3. Détermination du nombre de batterie à installer :
Nombre de batterie en séries :
𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑠é𝑟𝑖𝑒 =
𝑈𝑠𝑦𝑠
𝑈𝐵𝑎𝑡𝑡
=
48
25,6
= 2
Nombre de batterie en parallèle :
𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑙è𝑙𝑒 =
𝐶𝑠𝑦𝑠
𝐶𝐵𝑎𝑡𝑡
=
2108
200
= 11
Nombre des batteries devient :
𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑠é𝑟𝑖𝑒 ∗ 𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑙è𝑙𝑒 = 22 𝑏𝑎𝑡𝑡𝑒𝑟𝑖𝑒𝑠
III.Dimensionnement d’onduleur :
1. Le choix d’onduleur :
L'installation est composée de 30 modules d'une puissance crête de 600 Wc, soit une puissance
crête totale de 30×600 =18000Wc=18KWc.
Pour en faire on a choisi l’onduleur de la marque Schneider Electric CL18000 NA comme le
montre sa fiche technique ci-dessous :
Figure 26:la fiche technique d'onduleur CL18000 NA de la marque Schneider Electric
Rapport de stage | 33
1.1. Compatibilité en tension :
Un onduleur est caractérisé par une tension d'entrée maximale admissible Umax. Si la tension
délivrée par les modules est supérieure à Umax, l'onduleur sera irrémédiablement détruit.
La tension d'entrée maximale admissible indiquée sur la fiche technique d’onduleur CL18000
NA est Umax=1000. Donc la tension délivrée par le groupe photovoltaïque ne devra donc jamais
dépasser cette valeur de 1000 V, pour l'onduleur CL18000 NA.
La plage de tension MPPT va donc aussi avoir un impact sur le nombre de modules
photovoltaïques en série. En effet, on cherchera idéalement à obtenir une tension délivrée par le
groupe photovoltaïque comprise dans la plage MPPT.
Pour calculer ces deux nombres min et max (modules en séries), nous nous sommes basés sur
les formules suivantes :
→ Nombre minimale de modules en série :
𝑁𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + [
𝑈𝑚𝑝𝑝𝑡,𝑚𝑖𝑛
𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 0,85
]
Application numérique :
𝑁𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + [
300
34,9 ∗ 0,85
] = 12 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥
→ Nombre maximale de modules en série :
𝑁𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − [
𝑈𝑚𝑝𝑝𝑡,𝑚𝑎𝑥
𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 0,85
]
𝑁𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − [
800
34,9 ∗ 1,15
] = 20 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥
Avec :
- E+[X] : la partie entière inférieure du nombre X.
- E-[X] : la partie entière supérieure du nombre X.
- Umppt,min : la valeur minimale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne.
- Umppt,max : la valeur maximale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne.
- Umpp : la tension de puissance maximale du module.
- 0.85 : est un coefficient de minoration permettant de calculer la tension MPP à 70°.
- 1.15 : un coefficient de sécurité impose par la norme UTE C15-712.
Pour vérifier la tension d’entrée d’onduleur on va faire se calcule par la formule simple
suivante :
𝑁𝑡 = 𝑉
𝑐𝑜 ∗ 𝑁𝑚𝑎𝑥 ∗ 1,15 = 20 ∗41,3**1,15=949,91000V
Donc la tension d’entrée d’onduleur est compatible.
1.2. Compatibilité en courant :
Un onduleur est caractérisé par un courant maximal admissible en entrée. Ce courant d'entrée
limite correspond au courant maximal que peut supporter l'onduleur côté CC.
Lorsque le courant d'entrée de l'onduleur côté CC est supérieur au courant maximal admissible
par l'onduleur, celui-ci continue de fonctionner mais fournit au réseau la puissance
correspondante à son courant maximal.
Rapport de stage | 34
Le courant maximal d'entrée est indiqué sur la fiche technique d'onduleur CL18000 NA de la
marque Schneider Electric est Imax = 1220 A (1220 A par tracker car l'onduleur SB 1000
dispose de deux trackers)
→ Le nombre de modules photovoltaïques en parallèle :
Le nombre maximum de chaînes photovoltaïques en parallèle se calcule par la formule simple
suivante :
𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 𝐸 − [
𝐼𝑚𝑎𝑥
𝐼𝑚𝑝𝑝
]
- E-[X]est la partie entière inférieure du nombre X.
- Imax est le courant maximal admissible par l’onduleur
- Impp est le courant de puissance maximale des modules
Application numérique :
𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 𝐸 − [
36
17,20
] = 2 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢
Pour vérifier la compatibilité de courant on va faire se calcule par la formule simple suivante :
𝐼𝑚𝑝𝑝 ∗ 𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 17,20*2 =34,04A  36A
Donc le courant d’entrée d’onduleur est compatible.
1.3. Compatibilité en puissance :
D'après les calculs lors des étapes précédentes, nous pouvons mettre au maximum 2 chaîne par
tracker. (L’onduleur contient 2 Tracker)
Chaque chaîne sera composée au minimum de 12 modules et au maximum de 20 modules en série.
La configuration maximale (2 chaînes de 20 modules, par tracker) permet donc de disposer de 80
modules pour cet onduleur. Cela correspond à une puissance installée de 80×600 = 48 KWc. Cette
puissance installée est supérieure à la puissance maximale admissible par l’onduleurs (Pmax=18
KW pour l’onduleur CL18000 NA).
Nous décidons donc choisir une chaine de 15 modules en séries par chaque tracker.
Cette nouvelle configuration présente donc 30 modules, ce qui correspond à une puissance installée
de 30× 600 = 18 KWc.
Cette puissance installée est compatible avec la puissance maximale admissible en entrée de
l'onduleur CL18000 NA. Nous utiliserons donc un onduleur CL18000 NA raccordé à un groupe
photovoltaïque de 30 modules photovoltaïques configuré de la façon suivante : une chaîne de 15
modules en série par tracker.
IV.Dimensionnement d’onduleur chargeur :
Le choix et le nombre d'onduleurs chargeur repose sur 3 critères :
→ La tension d’entrée du parc batterie
→ La tension de sortie CA
→ La puissance de sortie
Pour en faire on a choisi 3 onduleurs Sunny Island 3.0M comme le montre sa fiche technique ci-
dessous :
Rapport de stage | 35
V. Dimensionnement des câbles :
 La section du câble entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction :
La distance entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction est : 90m
- On a une chaîne de 15 modules en série par tracker
𝑈 = 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 15 = 34,9 ∗ 15 = 523,5 𝑉
∆𝑈 = 𝑈 ∗ 0,03 = 523,5 ∗ 0,03 = 15,705 𝑉
𝑆 =
𝜌1 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑝𝑝
∆𝑈
𝑆 =
0.02314 ∗ 2 ∗ 90 ∗ 17,20
15,705
= 𝟒, 𝟓𝟔𝒎𝒎𝟐
Soit un conducteur d’une section minimale de 4,56 mm² (section normalisée 6 mm²)
 La section du câble entre la boite de jonction et l’onduleur :
La distance entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction est : 150m
- On a une chaîne de 15 modules en série par tracker
𝑈 = 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 15 = 34,9 ∗ 15 = 523,5 𝑉
∆𝑈 = 𝑈 ∗ 0,03 = 523,5 ∗ 0,03 = 15,705 𝑉
𝑆 =
𝜌1 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑝𝑝
∆𝑈
Figure 27:la fiche technique d'onduleur chargeur
Rapport de stage | 36
𝑆 =
0.02314 ∗ 2 ∗ 150 ∗ 17,20
15,705
= 𝟕, 𝟔𝒎𝒎𝟐
Soit un conducteur d’une section minimale de 7,6 mm² (section normalisée 10 mm²).
VI.Dimensionnement des éléments de protection :
1. Partie DC :
 Les fusibles DC :
Pour cette installation photovoltaïque le générateur PV est constitué d’une chaine donc le courant
de défaut inverse n’existe pas, et aucun dispositif de protection contre les surintensités n’est exigé
 Les parafoudres :
Pour la protection contre les surtensions d’origines atmosphériques nous avons choisi un
parafoudre de tension supérieure à 619,5 V. Donc on installera un parafoudre de 800 V.
Le nombre des parafoudres on totale sont 2 parafoudres.
 Interrupteur sectionneur :
Le choix d’un interrupteur sectionneur repose sur :
- La tension assignée d’emploi (Ue) doit être supérieure ou égale à la tension maximale Uoc max
du générateur photovoltaïque.
- Le courant assigné In doit être au moins égal à 1.25 Isc du circuit.
𝐼𝑛 > 1,25 ∗ 𝐼𝑠𝑐 ∗ 𝑛𝑏 𝑑𝑒 𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 1,25 ∗ 18,47 ∗ 1 = 23,08𝐴
Figure 28:Parafoudre DS50PV-800G/51
Rapport de stage | 37
Donc on choisit un interrupteur-sectionner de 30 A pour chaque tracker d’onduleur. Alors on a
besoin deux interrupteur-sectionneur.
2. Partie AC :
 Le disjoncteur différentiel :
D’après la norme C le disjoncteur différentiel à mettre en aval de l’onduleur est un disjoncteur de
sensibilité 30 mA.
L’onduleur CL18000 NA délivre un courant de 25A, donc le courant du disjoncteur à utiliser
vaut :
In ≥ 1.25 × 25= 31,25A
Donc on prendre le disjoncteur de 400 A
Pour le nombre de disjoncteurs nécessaire est : 1 disjoncteur.
 Parafoudre AC :
Pour la protection contre les surtensions d’origines atmosphériques nous avons choisi un
Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V .
Figure 29:Eaton Interrupteur-sectionneur DC, 2P, 1000V, 32A
Figure 30:Disjoncteur Différentiel Tétrapolaire 40A - 30mA Type AC
Rapport de stage | 38
Figure 31:Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V
Rapport de stage | 39
Partie IV : Simulation sur logiciel PV SOL
I. Introduction :
La conception de systèmes solaires personnalisés est une tâche compliquée qui oblige exiger
nous à prendre en compte une multitude de facteurs, tels que la taille et l'orientation du système,
le nombre et la durée d'utilisation des appareils électriques, le climat général et le rayonnement
solaire du système, la distribution du réseau local. Et la capacité et bien plus encore.
PV*SOL aide à faire tout cela et plus encore afin d’avoir des systèmes photovoltaïques rentables,
efficaces et économiques.
Parmi ses fonctionnalités :
La conception de systèmes solaires personnalisés est une tâche compliquée qui oblige les
ingénieurs solaires à prendre en compte une multitude de facteurs, tels que la taille et
l'orientation du système, le nombre et la durée d'utilisation des appareils électriques, le climat
général et le rayonnement solaire du système, la distribution du réseau local. Et la capacité et
bien plus encore.
PV*SOL aide à faire tout cela et plus encore afin d’avoir des systèmes photovoltaïques rentables,
efficaces et économiques.
Parmi ses fonctionnalités :
- Analyse d'ombrage 3D : Une représentation réelle de l'ombrage des objets
environnants est extrêmement importante pour calculer avec précision les rendements.
Avec PV*SOL premium, on peut visualiser tous les systèmes intégrés au toit ou
montés - même au sol - avec jusqu'à 5 000 modules en 3D et calculer l'ombrage sur la
base d'objets 3D.
- Importation de cartes : Les bâtiments et les objets peuvent être créés rapidement et
facilement à l'aide de plans d'étage et de cartes satellites. Seuls les contours respectifs
doivent être dessinés, puis le bâtiment peut être extrudé en entrant la hauteur. Ainsi,
par exemple, toutes les formes de bâtiment avec un toit plat peuvent être produites.
- Base de données toujours à jour : La vaste base de données contient des modules
photovoltaïques, des ensembles de données d'onduleurs, des systèmes de batterie et
des tarifs économiques qui sont continuellement mis à jour et étendus par la fonction
de mise à jour automatique. Les données sont gérées en ligne directement par les
fabricants respectifs.
- Profils de charge prédéfinis : La base de données contient un grand nombre de
profils de charge pertinents pour les consommateurs résidentiels et commerciaux.
Tous les profils de charge peuvent être personnalisés à l'aide de l'éditeur de profil de
charge intégré. PV*SOL permet également d'importer de nouveaux profils de charge.
- Véhicules électriques : Dans PV*SOL premium, vous pouvez sélectionner une
voiture électrique dans la base de données. Ensuite, après avoir entré le kilométrage
journalier correspondant pour la voiture, PV*SOL premium calcule la quantité
d'énergie solaire nécessaire pour recharger la voiture. Le logiciel calcule également le
coût par 100 kilomètres parcourus, avec et sans l'utilisation du photovoltaïque.
- Rapport de projet configurable : Le rapport de projet est librement configurable
vous permettant de sélectionner le contenu à afficher. Il existe plusieurs variantes et
Rapport de stage | 40
modèles disponibles, par exemple en tant que présentation client ou à des fins de
documentation de projet. Exportez facilement tous les résultats sous forme de fichier
Word ou PDF.
Pour la simulation :
La simulation s’effectue par des étapes :
1. On trouve l’interface du logiciel qui s’affiche comme suit
2. Puis on passe à la page où on met toutes les informations du projet :
- Les infos client : interlocuteur, société, téléphone, …
- Les infos du projet : date de prise en service, titre de projet, description, …
3. On passe à la partie qui concerne le site d’implantation, et le type d’installation :
Figure 32:Interface du logiciel PV Sol
Figure 33:Information sur le site d’implantation et le type d’installation
Rapport de stage | 41
4. On passe à la partie consommation, là où on ajoute la consommation de la zone :
5. Dans la planification 3D, on fait rentrer le plan de la toiture de la zone où on veut placer les
panneaux photovoltaïques.
Figure 34:Informations sur la consommation de la Zone
Figure 35:Informations sur la consommation de la zone
Rapport de stage | 42
II. Pour la première zone (La digue) :
1. Le type d’installation et planification :
Dans cette partie on choisit le type d’installation qui est de notre cas 3D, Installation PV
raccordée au réseau avec consommateurs électriques, type de planification est une
planification 3D, les données climatiques : le pays est le Maroc, le site Hajar CMG
MANAGEM.
2. La consommation électrique :
Nous avons déterminé la consommation en rentrant la puissance, et le temps de marche des
équipements.
Figure 36:Mise en plan de bâtiment en 3D
Figure 37:Information sur le site d’implantation et le type d’installation
Rapport de stage | 43
3. Emplacement des modules
Dans ce stade on pose le plan de la toiture
On choisit les panneaux qui ont une puissance de 600W, ensuite on les place tout en respectant
l’orientation qui est le sud afin d’avoir le maximum de rayons solaires, durant toute la journée,
ainsi on les incline de 41°, comme le montre la figure ci-dessous.
Figure 38:La consommation de la Digue
Figure 39:planification 3D vue de face de la digue
Rapport de stage | 44
4. Choix de l’onduleur
Pour le raccordement on choisit les onduleurs et grâce à la bibliothèque diversifiée de PV SOL, on
a pu trouver les mêmes onduleurs utilisés dans l’étude théorique.
5. Plan de câblage
Et finalement on a le plan de câblage qui facilitera l’exécution du projet
Figure 40:Choix du panneau solaire et création des groupements
Figure 41: Choix d’onduleurs
Rapport de stage | 45
6. Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la dique
Alors le récapitulatif de l’installation photovoltaïque de la dique est comme suit :
Figure 42 : Câblage entre les panneaux solaires
Figure 43:Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque
de la dique
Rapport de stage | 46
7. Schéma synoptique :
III.Pour la deuxième zone (La barrière) :
1. Le type d’installation et planification :
Dans cette partie on choisit le type d’installation qui est de notre cas 3D, Installation PV
autonome avec consommateurs électriques, type de planification est une planification 3D, les
données climatiques : le pays est le Maroc, le site Hajar CMG MANAGEM.
2. La consommation électrique :
Nous avons déterminé la consommation en rentrant la puissance, et le temps de marche des
équipements.
Figure 45: Information sur le site d’implantation et le type d’installation
Figure 44:Schéma synoptique de la dique
Rapport de stage | 47
Figure 46: La consommation de la barrière
3. Emplacement des modules
Dans ce stade on pose le plan de la toiture
On choisit les panneaux qui ont une puissance de 600W, ensuite on les place tout en respectant
l’orientation qui est le sud afin d’avoir le maximum de rayons solaires, durant toute la journée,
ainsi on les incline de 41°, comme le montre la figure ci-dessous.
Figure 47:planification 3D vue de face de la barrière
Rapport de stage | 48
4. Choix de l’onduleur
Pour le raccordement on choisit les onduleurs et grâce à la bibliothèque diversifiée de PV SOL,
on a pu trouver les mêmes onduleurs utilisés dans l’étude théorique.
5. Plan de câblage
Et finalement on a le plan de câblage qui facilitera l’exécution du projet
Figure 48:Choix du panneau solaire et création des groupements
Figure 49:Choix d’onduleurs
Rapport de stage | 49
6. Le choix d’onduleur batterie et batterie
On choisit les onduleurs batterie et les batteries et grâce à la bibliothèque diversifiée de PV
SOL, on a pu trouver les mêmes onduleur batterie et la batterie utilisés dans l’étude théorique.
7. Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la
barrière :
Alors le récapitulatif de l’installation photovoltaïque de la barriére est comme suit :
Figure 50:Câblage entre les panneaux solaires
Figure 51: Le choix d'onduleur batterie et batterie
Rapport de stage | 50
8. Schéma synoptique
Figure 52:Récapitulatif du dimensionnement de l’installation
photovoltaïque de la barrière
Figure 53:Schéma synoptique de la barrière
Rapport de stage | 51
Partie V : Etude financière et environnement
I. Pour la première zone la dique :
a. Analyse financière :
Désignation Quantité Unité
Prix
unitaire
en MAD
Total en
MAD
Module PV (Candia Solar HiKu7 Mono PERC-600
WP - Si monocristalline)
170 Pièce 1840,5 312885
L’onduleur SIRIO K100 HV-MT de la marque AROS
SOLAR TECHNOLOGIR
1 Pièce 22000 22000
Cable 25𝑚𝑚2
(Cuivre) 100 Métré 37 3700
Cable 50𝑚𝑚2
(Cuivre) 200 Métré 130 26000
Fusible cartouche-10*38-GPV-30A-1000DCV-
Mersen HP10M30
20 Pièce 790 15800
Parafoudre DS50PV-800G/51 1 Pièce 550 550
Interrupteur-sectionneur BH-250-2P 1 Pièce 110,65 110,65
Disjoncteur différentiel VigiCompact NSX400F 1 Pièce 58200,23 58200,23
Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V de la marque
Schneider Electric
1
Pièce
8370,14 8370,14
Total en TTC (MAD) 447616
• Prix de kWh solaire :
𝑃𝑟𝑖𝑥 =
447616
365 ∗ 102 ∗ 30
𝑃𝑟𝑖𝑥 = 0.4 𝑑ℎ
• Temps de retour d’investissement :
C’est le temps nécessaire pour récupérer le prix investi :
𝑇𝑅𝐼 =
447616
612,789 ∗ 365 ∗ 0,4
TRI= 5ans
b. Etude écologique de l’installation :
Taux de CO2 évitée en kg : Au Maroc, les émissions de CO2 par kWh d’électricité sont
estimées à 0,708 Kg pour 1 kWh par l’ONEE.
Alors CO2 réduit est : 612,789 ∗ 365 ∗ 0.708=158,356 tonne/an
Rapport de stage | 52
I.Pour la deuxième zone la barrière :
a. Analyse financière :
Désignation Quantité Unité
Prix
unitaire
en
MAD
Total en
MAD
Module PV (Candia Solar HiKu7 Mono
PERC-600 WP - Si monocristalline)
30 Pièce 1840,5 55215
Batterie LiFePO4 25,6/200Ah 22 Pièce 35830 788260
Onduleur CL18000 NA de la marque
Schneider Electric
1 Pièce 8700 8700
Onduleur chargeur SUNNY ISLAND 3.0M 3 Pièce 19500 58500
Cable 6 𝑚𝑚2
(Cuivre) 180 Métré 16 2880
Cable 10 𝑚𝑚2
(Cuivre) 300 Métré 70,1 21030
Parafoudre DS50PV-800G/51 2 Pièce 550 1100
Eaton Interrupteur-sectionneur DC, 2P,
1000V, 32A
1
Pièce
663 663
Disjoncteur Différentiel Tétrapolaire 40A -
30mA Type AC
1
Pièce
990,89 990,89
Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V de la
marque Schneider Electric
1
Pièce
8370,14 8370,14
Total en TTC (MAD) 945709.03
• Prix de kWh solaire :
𝑃𝑟𝑖𝑥 =
945709,03
365 ∗ 18 ∗ 30
𝑃𝑟𝑖𝑥 = 4,79𝑑ℎ
• Temps de retour d’investissement :
C’est le temps nécessaire pour récupérer le prix investi :
𝑇𝑅𝐼 =
945709,03
107,896 ∗ 365 ∗ 4,79
TRI= 5 ans
b. Etude écologique de l’installation :
Taux de CO2 évitée en kg : Au Maroc, les émissions de CO2 par kWh d’électricité sont
estimées à 0,708 Kg pour 1 kWh par l’ONEE.
Alors CO2 réduit est : 107,896*365*0.708=27,882 tonne/an
Rapport de stage | 53
Conclusion
Ce stage a été une expérience professionnelle très enrichissante sur tous les plans : aussi d’un
point de vue d’application de mes apprentissages et de mes connaissances en
dimensionnement photovoltaïque dans un projet réel, que du point de vue relationnel.
Ce stage m’a inculpé dans l’atmosphère de travail et à forger ma personnalité, fort de cette
expérience.
Rapport de stage | 54
Références
[1] Anne Labouret, Michel Villoz, Installations photovoltaïques - 6e édition, Dunod, 2022
[2] Augustin McEvoy, Practical Handbook of Photovoltaics: Fundamentals and Applications
2nd Edition, AP, 2011
[3] Agence Nationale pour le Développement des Energies Renouvelables et de l'Efficacité
Energétique (ADEREE). (2018). Plan national de développement des énergies renouvelables
2010-2030.
[4] Office National de l'Electricité et de l'Eau Potable (ONEE). (s.d.).
[5] Ministère de l'Écologie, de l'Énergie, du Développement durable et de la Mer. (2009). Code
de l'environnement - Article L211-1

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  • 1. N◦ : / 2 0 2 3 Université Sultan Moulay Slimane FACULTE POLYDISCIPLINAIRE DÉPARTEMENT DE PHYSIQUE - BENI MELLAL - Licence Professionnelle : Energies Renouvelables (ER) Option : Energies Renouvelables Stage de Fin d’Etudes Etude et dimensionnement des systèmes d’énergie Solaire Pour éclairage et pompes forage à la digue de CMG et le Barrière ••••• Réalisé par Imane AIT SALEM ••••• Soutenu le 06/07/2023 devant le jury composé de : Pr. Soufiane BELHOUIDEG, Président Pr. Mohamed DRIOUICH, Examinateur Pr. Mohamed SAMODA, Encadrant Année Universitaire : 2022-2023
  • 2. Remerciement Avant de commencer à traiter ce thème, nous aimerons remercier quelques personnes qui nous ont aidé à établir notre rapport de stage. Au premier temps, nous tenons à exprimer notre profonde gratitude à Mr MOHAMED SAMMOUDA (Professeur au sein de faculté polydisciplinaire Béni Mellal) pour votre soutien inestimable. Votre dévouement et votre professionnalisme ont été remarquables et ont fait toute la différence. Nos sincères remerciements vont aussi à Mr LOUDINI OTHMANE (responsable du service maintenance au sein de la Compagnie Minière de Guemassa). Nous avons été véritablement touchées par votre engagement à nous fournir les ressources et les outils nécessaires. Vos conseils précieux ont été d'une grande valeur. Encore une fois, merci beaucoup pour l'encadrement exceptionnel que vous nous avez offert tout au long de notre parcours dans la réalisation de notre projet de fin d’études. Nous sommes reconnaissantes d'avoir eu la chance de travailler et d'apprendre sous votre supervision. Nous tenons aussi à présenter nos vifs remerciements à toute l’équipe pédagogique de la faculté polydisciplinaire Béni Mellal et les intervenants professionnels responsables de la filière LP énergies renouvelables pour nous avoir assuré une bonne formation théorique que pratique. Enfin, nous sommes convaincues que nous n'aurions pas pu réussir sans vos aides. Nous vous souhaitons tout le bonheur et la réussite que vous méritez.
  • 3. Table des matières Introduction ...........................................................................................................................................1 CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL.......................................................... 2 I. Introduction : .................................................................................................................................3 II. Présentation du groupe Managem :..............................................................................................3 1. Présentation AL MADA ................................................................................................................3 2. Historique.......................................................................................................................................3 3. Filiales du Groupe Managem.........................................................................................................3 III. Présentation de CMG (La mine Hajjar) : ....................................................................................4 1. Procédure de traitement de minerai :...........................................................................................4 2. Organisation de la CMG.................................................................................................................5 IV. Conclusion :................................................................................................................................6 CHAPITRE II : SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE.................................................................................. 7 I. Système photovoltaïque................................................................................................................8 1. Eléments centrales d’une installation photovoltaïque..................................................................9 1.1. Les modules photovoltaïques....................................................................................................9 1.2. Les batteries de stockages : .......................................................................................................9 1.2.1. Caractéristiques de la batterie...............................................................................................9 1.2.2. Les types de batteries solaires :...........................................................................................10 1.1. Régulateur de charge :.............................................................................................................11 1.2. Les onduleurs/ convertisseurs :...............................................................................................12 2. Les types des installations photovoltaïques ................................................................................13 2.1. Installation photovoltaïque isolé/autonome :.........................................................................13 2.2. Installation photovoltaïque hybride : ......................................................................................14 2.3. Installation photovoltaïque raccordées au réseau : ................................................................14 CHAPITRE III : DIMENSIONNEMENT DES INSTALLATIONS PHOTOVOLTAIQUE ............................. 16 Partie I : Etude Géographique..............................................................................................................17 I. Situation du site :.........................................................................................................................17 II. Orientation et inclinaison des panneaux solaires :......................................................................17 III. L’irradiation solaire : ................................................................................................................18 Partie II : Dimensionnement de la première zone (La dique)..............................................................19 [Installation photovoltaïque raccordé au réseau] ...............................................................................19 I. Dimensionnement du champ photovoltaïque.............................................................................19 1. Estimation de besoin journalière :...............................................................................................19 1.1. L’énergie produite (Kwh/j) :.....................................................................................................19
  • 4. 1.2. La puissance crête Pc des modules photovoltaïque :..............................................................19 1.3. Choix de la tension de fonctionnement...................................................................................20 1.4. Choix du type de module photovoltaïque : .............................................................................20 1.5. Détermination du nombre de modules à installer : ................................................................20 1.6. Vérification de la surface : .......................................................................................................21 II. Dimensionnement d’onduleur :...................................................................................................21 1. Le choix d’onduleur......................................................................................................................21 1.1. Compatibilité en tension :........................................................................................................22 1.2. Compatibilité en courant : .......................................................................................................23 1.3. Compatibilité en puissance :....................................................................................................23 III. Dimensionnement des câbles :................................................................................................24 IV. Dimensionnement des éléments de protection :....................................................................24 1. Partie DC : ....................................................................................................................................24 2. Partie AC :.....................................................................................................................................26 Partie III : Dimensionnement de la deuxième zone (La barrière)........................................................28 [Installation photovoltaïque autonome] .............................................................................................28 I. Dimensionnement du champ photovoltaïque.............................................................................28 1. Estimation de besoin journalière :...............................................................................................28 2. L’énergie produite (Kwh/j) :.........................................................................................................28 3. La puissance crête Pc des modules photovoltaïque :..................................................................29 4. Choix de la tension de fonctionnement.......................................................................................29 5. Choix du type de module photovoltaïque : .................................................................................29 6. Détermination du nombre de modules à installer : ....................................................................30 7. Vérification de la surface : ...........................................................................................................30 II. Dimensionnement des batteries :................................................................................................30 1. Le choix de batterie :....................................................................................................................30 2. Dimensionnement la capacité des batteries : .............................................................................31 3. Détermination du nombre de batterie à installer :........................................................................32 III. Dimensionnement d’onduleur :...............................................................................................32 1. Le choix d’onduleur :...................................................................................................................32 1.1. Compatibilité en tension : ........................................................................................................33 1.2. Compatibilité en courant :........................................................................................................33 1.3. Compatibilité en puissance : ....................................................................................................34 IV. Dimensionnement d’onduleur chargeur : ...............................................................................34 V. Dimensionnement des câbles :....................................................................................................35 VI. Dimensionnement des éléments de protection :....................................................................36 1. Partie DC : ....................................................................................................................................36
  • 5. 2. Partie AC :.....................................................................................................................................37 Partie IV : Simulation sur logiciel PV SOL.............................................................................................39 I. Introduction : ...............................................................................................................................39 II. Pour la première zone (La digue) :...............................................................................................42 1. Le type d’installation et planification : ........................................................................................42 2. La consommation électrique : .....................................................................................................42 3. Emplacement des modules..........................................................................................................43 4. Choix de l’onduleur......................................................................................................................44 5. Plan de câblage ............................................................................................................................44 6. Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la dique.......................45 7. Schéma synoptique :....................................................................................................................46 III. Pour la deuxième zone (La barrière) :......................................................................................46 1. Le type d’installation et planification : ........................................................................................46 2. La consommation électrique : .....................................................................................................46 3. Emplacement des modules..........................................................................................................47 4. Choix de l’onduleur......................................................................................................................48 5. Plan de câblage ............................................................................................................................48 6. Le choix d’onduleur batterie et batterie......................................................................................49 7. Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la barrière :.................49 8. Schéma synoptique......................................................................................................................50 Partie V : Etude financière et environnement.....................................................................................51 I. Pour la première zone la dique :..................................................................................................51 Conclusion............................................................................................................................................53
  • 6. Liste des figures Figure 1: Logo AL MADA............................................................................................................................3 Figure 2: Filiales du groupe Managem ..........................................................................................................4 Figure 3: Flowsheet du traitement de minerai ...............................................................................................5 Figure 4: Organisation de la CMG.................................................................................................................6 Figure 5:Cellule en silicium poly cristallin....................................................................................................8 Figure 6:Cellule en silicium mono cristallin..................................................................................................8 Figure 7:Cellule en silicium amorphe............................................................................................................8 Figure 8: les panneaux photovoltaïques.........................................................................................................9 Figure 9:onduleur mono-tracker ..................................................................................................................12 Figure 10:onduleur multi-tracker.................................................................................................................13 Figure 11:Installation isolé ..........................................................................................................................13 Figure 12:Installation photovoltaïque hybride.............................................................................................14 Figure 13:Installation raccordée au réseau...................................................................................................15 Figure 14:Site Hajar.....................................................................................................................................17 Figure 15:Irradiation solaire mensuelle pour inclinaison de 41°.................................................................18 Figure 16:Plaque signalétique de modèle CS7L 600MS .............................................................................20 Figure 17: fiche technique de l’onduleur SIRIO K100 HV-MT..................................................................22 Figure 18:Fusible cartouche-10*38-GPV-30A-1000DCV-Mersen HP10M30 ...........................................25 Figure 19:Parafoudre DS50PV-800G/51.....................................................................................................25 Figure 20:Interrupteur-sectionneur BH-250-2P...........................................................................................26 Figure 21:Disjoncteur différentiel VigiCompact NSX400F........................................................................26 Figure 22:Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V .....................................................................................27 Figure 23:Plaque signalétique de modèle CS7L 600MS .............................................................................29 Figure 24:Caractéristique de la batterie LiFePO4 25,6/200Ah....................................................................31 Figure 25:Batterie LiFePO4 25,6/200Ah.....................................................................................................31 Figure 26:la fiche technique d'onduleur CL18000 NA de la marque Schneider Electric............................32 Figure 27:la fiche technique d'onduleur chargeur........................................................................................35 Figure 28:Parafoudre DS50PV-800G/51.....................................................................................................36 Figure 29:Eaton Interrupteur-sectionneur DC, 2P, 1000V, 32A .................................................................37 Figure 30:Disjoncteur Différentiel Tétrapolaire 40A - 30mA Type AC .....................................................37 Figure 31:Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V .....................................................................................38 Figure 32:Interface du logiciel PV Sol ........................................................................................................40 Figure 33:Information sur le site d’implantation et le type d’installation ...................................................40
  • 7. Figure 34:Informations sur la consommation de la Zone ............................................................................41 Figure 35:Informations sur la consommation de la zone.............................................................................41 Figure 36:Mise en plan de bâtiment en 3D..................................................................................................42 Figure 37:Information sur le site d’implantation et le type d’installation ...................................................42 Figure 38:La consommation de la Digue.....................................................................................................43 Figure 39:planification 3D vue de face de la digue .....................................................................................43 Figure 40:Choix du panneau solaire et création des groupements...............................................................44 Figure 41: Choix d’onduleurs......................................................................................................................44 Figure 42 : Câblage entre les panneaux solaires..........................................................................................45 Figure 43:Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la dique.........................45 Figure 44:Schéma synoptique de la dique ...................................................................................................46 Figure 45: Information sur le site d’implantation et le type d’installation ..................................................46 Figure 46: La consommation de la barrière .................................................................................................47 Figure 47:planification 3D vue de face de la barrière..................................................................................47 Figure 48:Choix du panneau solaire et création des groupements...............................................................48 Figure 49:Choix d’onduleurs.......................................................................................................................48 Figure 50:Câblage entre les panneaux solaires............................................................................................49 Figure 51:Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la barrière .....................50 Figure 52:Schéma synoptique de la barrière................................................................................................50 Liste des tableaux Tableau 1: Les types de batteries solaires....................................................................................................11 Tableau 2:Choix de l’inclinaison.................................................................................................................17 Tableau 3:Les besoins énergétiques de système..........................................................................................19 Tableau 4:Choix de Tension recommandée en fonction de la Puissance du champ....................................20 Tableau 5:Les besoins énergétiques de système de la barrière....................................................................28 Tableau 6:Choix de Tension recommandée en fonction de la Puissance du champ....................................29
  • 8. Rapport de fin d’étude | 1 Introduction L’épuisement des ressources fossiles, à plus ou moins long terme, et la flambée des cours du brut, la lutte contre les émissions de gaz à effet de serre rendent urgentes la maîtrise des consommations et la diversification des sources d’énergie : l’utilisation et le développement des énergies renouvelables. On considère qu’une énergie est renouvelable, toute source d'énergie qui se renouvelle assez rapidement pour être considérée comme inépuisable (d'où son nom) à l'échelle de l'homme mais aussi dans certains cas de l'humanité (solaire par exemple). Les énergies renouvelables sont issues de phénomènes naturels réguliers ou constants provoqués principalement par le Soleil (l'énergie solaire mais aussi hydraulique, éolienne et biomasse...), la Lune (énergie marémotrice, certains courants : énergie hydrolienne...) et la Terre (géothermique profonde...). Le rayonnement solaire constitue la ressource énergétique la mieux partagée sur la terre et la plus abondante : La quantité d’énergie libérée par le soleil (captée par la planète terre) pendant une heure pourrait suffire à couvrir les besoins énergétiques mondiaux pendant un an. Une partie de ce rayonnement peut être exploitée pour produire directement de la chaleur (solaire thermique) ou de l’électricité : c’est l’énergie solaire photovoltaïque. Ce mode de production ne nécessite pas de réseau de distribution. En effet on peut produire de l’énergie électrique là où on la consomme : - Villages, maisons isolées (un tiers de la population mondiale n’a pas accès à l’énergie électrique). - Relais de communication, - Pompage de l’eau - Refuges, - … Certains pays comme la France mettent en place des mesures pour inciter à produire de l’électricité à partir de l’énergie solaire. Et dans ce cadre-là, l’énergie produite est achetée à prix attractif (prix du kWh produit plus élever que le prix du kWh consommé et facturé par le fournisseur d’énergie). Cette étude est conçue pour bénéficier du rayonnement solaire de la site Hajjar , d’où vérifier l’un des exigences de la ville verte. L’étude sera de dimensionner une installation photovoltaïque pour deux zones sur CMG Managem, et l’orientation optimale du positionnement du module photovoltaïque.
  • 9. Rapport de fin d’étude | 2 CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE L’ORGANISME D’ACCUEIL
  • 10. Rapport de fin d’étude | 3 I. Introduction : Dans ce chapitre, nous donnons tout d’abord une présentation générale du groupe MANAGEM et plus particulièrement la société CMG (la Mine de Hajjar) : domaine d’activité et le processus de traitement du minerai. II. Présentation du groupe Managem : 1. Présentation AL MADA AL MADA Holding est le premier acteur industriel et financier privé au Maroc, qui a acquis une dimension et une position clé économique et sociale. Au cœur de l’économie marocaine, cet acteur opère sur quatre métiers stratégiques : Mines (MANAGEM) et matériaux de construction, agroalimentaire et boissons, distribution et activités financières. AL MADA HOLDING met en œuvre son projet d’entreprise en alliant responsabilité et performance vers un objectif de développement rentable et durable. 2. Historique Le tableau suivant résume l’histoire du groupe Managem depuis sa création jusqu’à nos jours :  1928 : Découverte du gisement de Cobalt de Bou-Azzer.  1930 : Création de la société CTT et démarrage de la mine de Bou-Azzer, spécialisée dans la production de concentré de cobalt.  1942 : Lancement d’exploitation par CTT du gisement de manganèse de Touine.  1949 : Création de la société des mines de Bouskour pour l’exploitation d’un gisement de cuivre situé dans la région d’Ouarzazate.  1969 : Création de la société SMI et démarrage de la valorisation des haldes argentifères d’Imiter.  1983 : Création de REMINEX, filiale spécialisée dans la recherche, l’ingénierie, et l’exploration.  1992 : Démarrage de la mine polymétallique de Hajar.  1996 : Création du holding Managem regroupant les participations Minières du Groupe ONA.  2001 : Démarrage de la mine d’or d’Akka.  2002 : Démarrage de l’unité de production d’oxyde de zinc sur le site du Guemassa.  2013 : Lancement de l’usine de traitement des rejets de l’usine polymétallique à Guemassa. 3. Filiales du Groupe Managem Figure 1: Logo AL MADA
  • 11. Rapport de fin d’étude | 4 Le Groupe MANAGEM opère au niveau de : L’exploitation et la valorisation minière à travers 5 sociétés filiales (CMG, SMI, AGM, CTT, SAMINE). Les services supports aux activités minières à travers deux sociétés filiales (TECHSUB et REMINEX). III.Présentation de CMG (La mine Hajjar) : Créée en 1988, la Compagnie Minière de Guemassa (CMG) détient directement 70,77% et 6,14% indirectement par Managem et exploite le gisement multi-métaux Hajar situé à 30 km de Marrakech. La société exploite des concentrés de zinc, de plomb et de cuivre depuis 1992. CMG a mis en exploitation en 2004 le gisement polymétallique de Draâ Sfar, situé à 15 km de Marrakech, pour renforcer et soutenir la production du site de Hajar, la société́ exploite des concentrés de zinc, de plomb et de cuivre. Sur le plan international, la mine de Guemassa occupe le sixième rang pour la production du concentré du Zinc avec un tonnage annuel de 200.000 tonnes/an et il figure parmi les dix premières mines métalliques du monde. La CMG exploite le gisement de Hajjar, il est à 120 m du sol, est relevés des teneurs intéressantes de plomb sous forme de galène PbS, de cuivre sous forme de chalcopyrite CuFeS₂, de zinc sous forme de sphalérite ZnS et aussi de fer sous forme de pyrrhotite Fe₇S₈, ce dernier représente le composant principal des sulfures du gisement de Hajjar représente la matrice dont baignent les métaux de base. On y trouve aussi d’autres éléments non exploitables (FeS2, FeAsS, Ag, …). La CMG assure ainsi l’extraction, le traitement et la commercialisation du minerai. La capacité de traitement de 160t/h du TV de Draa Sfar ou de Hajjar :  Concentré de Zn : 80000 t/ans.  Concentré de Pb : 14 000 t /ans.  Concentré de Cu : 14 000 t/ans. 1. Procédure de traitement de minerai : Le processus de traitement implique des diverses étapes telles que le concassage, le broyage, la flottation et d'autres techniques de traitement pour obtenir des concentrés de zinc, de plomb et de cuivre de qualité marchande. Ces étapes varient en fonction du type de minerai. Voici un aperçu général des étapes typiques du traitement du minerai : Figure 2: Filiales du groupe Managem
  • 12. Rapport de fin d’étude | 5  CONCASSAGE : Les concasseurs utilisent des surfaces métalliques pour concasser ou compacter le minerai. Ils sont généralement classés en fonction de la finesse avec laquelle ils broient la matière première. Les concasseurs primaires (concasseur à mâchoire) traitent les matériaux grossiers, ils réduisent les blocs du minerai à 120mm. Les concasseurs secondaires (concasseur giratoire) écrasent les particules de minerai en écailles plus fines (10 mm). Chaque concasseur est conçu pour une taille maximale des matières première et alimente souvent sa sortie vers un crible qui trie le produit et le dirige vers un traitement ultérieur.  BROYAGE : L'objectif du broyage est de fragmenter le matériau en particules plus petites. Ce processus de broyage implique généralement l'application de forces mécaniques, telles que l'impact, la compression sur le matériau solide. Le broyage du minerai peut être réalisé de différentes manières, en fonction des caractéristiques du minerai. Voici quelques méthodes utilisées : o Broyeurs à boulets sont des cylindres rotatifs contenant des billes d'acier, où le minerai est soumis à des forces d'impact et de friction par les billes en mouvement, ce qui provoque sa réduction en particules plus petites. o Broyeurs à barres offrent une alternative efficace aux broyeurs à boulets sauf qu’ils utilisent des barres en acier au lieu de billes pour effectuer le broyage.  FLOTATION : c’est une méthode utilisée pour séparer les minéraux de base du minerai. Elle implique l'ajout des réactifs chimiques spécifiques qui se lient aux minéraux de valeur et les font flotter à la surface. Les mousses, riches en minéraux de valeur, sont dirigées directement vers les circuits de collecte, tandis que les rejets sont envoyés vers les cellules d’épuisement afin que l’on puisse en extraire le maximum.  FILTRATION : c’est la dernière étape de traitement de minerai. Il s’agit d’une simple opération de séchage au moyen des filtres industriels, afin d’atteindre un produit à faible taux d’humidité (de 8 à 10%). La Figure suivante présente la procédure de production des minerais : Figure 3: Flowsheet du traitement de minerai 2. Organisation de la CMG
  • 13. Rapport de fin d’étude | 6 Figure 4: Organisation de la CMG Structure de CMG est présentée comme suit : IV.Conclusion : Après avoir présenté l’organisme d’accueil, on conclut que la diversification de ressources minérales ainsi que les différentes activités exploitées par le groupe MANAGEM a favorisé son développement significatif. Dans le chapitre suivant, on va entamer le sujet de notre projet.
  • 14. Rapport de fin d’étude | 7 CHAPITRE II : SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE
  • 15. Rapport de fin d’étude | 8 I. Système photovoltaïque L’énergie solaire photovoltaïque provient de la conversion de la lumière du soleil en électricité au sein des matériaux semi-conducteurs comme cellules de silicium. Ces matériaux photosensibles ont la propriété de libérer leurs électrons sous l’influence d’une énergie extérieure, c’est l’effet photovoltaïque. L’énergie est apportée par les photons qui heurtent les électrons et libèrent un courant électrique continu. Il existe différents types de cellules photovoltaïque. Chaque type de cellule est caractérisé par un rendement et un coût qui lui est propre. Cependant quelques soit le type, le rendement reste assez faible. Les cellules les plus utilisées sont :  Cellule en silicium poly cristallin : il s’agit du matériau photovoltaïque le plus utilisé. Il offre un bon rendement (de 12% à 14 %) pour des coûts de fabrication maîtrisés.  Cellule en silicium mono cristallin : le rendement de ce matériau (15 % à 17 %) est légèrement supérieur au silicium poly cristallin, en revanche sa fabrication est plus délicate donc plus coûteuse.  Cellule en silicium amorphe : le rendement de ce matériau est bien inférieur à ceux des silicium cristallin (6%) et son coût est proportionnellement inférieur. Ces cellules sont associés en série ou parallèle pour former un panneau photovoltaïque de façon à obtenir les tensions/courants désirés. • Association en série Figure 6:Cellule en silicium mono cristallin Figure 5:Cellule en silicium poly cristallin Figure 7:Cellule en silicium amorphe
  • 16. Rapport de projet | 9 Par association en série (appelée “String”), les cellules sont traversées par le même courant et la tension résultante correspond à la somme des tensions générées par chacune des cellules. • Association en parallèle Par association en parallèle, les cellules sont soumises à la même tension et le courant résultant correspond à la somme des courants générés par chacune des cellules. 1. Eléments centrales d’une installation photovoltaïque 1.1. Les modules photovoltaïques Le module photovoltaïque est par définition un ensemble de photopiles assemblées pour générer une puissance électrique exploitable lors de son exposition à la lumière. En effet une photopile élémentaire ne génère pas suffisamment de tension : entre 0,5 et 1 ,5V selon les technologies. Il faut toujours plusieurs photopiles en série pour générer une tension utilisable. 1.2. Les batteries de stockages : La batterie photovoltaïque est en fait un accumulateur d’énergie solaire, c’est-à-dire qu’il est possible de la charger avec de l’électricité (dans ce cas-là, produite pas les panneaux solaires) puis, lorsque le consommateur a besoin d’énergie, la batterie produit de l’électricité tout en se déchargeant. On parle d’un cycle pour chaque décharge/recharge d’une batterie. 1.2.1. Caractéristiques de la batterie  Résistance interne de l’accumulateur : La résistance interne est toujours très faible (de l’ordre de quelques centièmes d’ohm) et négligeable en général, dans les applications numériques. La résistance interne d’un accumulateur peut donc être déterminée en fonction de ses composants, à savoir : la résistance de l’électrolyte, la résistance de contact entre les électrodes et les cellules, et la résistance des matériaux propre à chacune des électrodes.  Tension à vide La tension à vide est la tension dans laquelle la batterie est totalement chargée.  Tension nominale Figure 8: les panneaux photovoltaïques
  • 17. Rapport de projet | 10 C’est la tension à laquelle l’énergie stockée est restituée normalement à la charge. Cette tension diffère en fonction des différents types de batteries, elle peut avoir une valeur de 6V, 12V, 24V, 48V...  Rendement C’est le rapport entre l’énergie électrique restituée par l’accumulateur et l’énergie fournie à l’accumulateur.  Capacité La capacité d’une batterie est la quantité d’Ampères qu’elle fournit multiplié par le nombre d’heures pendant lesquelles le courant circule, elle est proportionnelle aux dimensions de la batterie. Ce paramètre est exprimé en Coulombs ou l’ampère heure (Ah) (1Ah=3600C).  Tension de fin décharge Comme son nom l’indique, c’est la marge de tension que doit avoir pour ne pas endommager la batterie.  Profondeur de décharge La profondeur de décharge est le pourcentage de l’énergie maximale qui doit être extraite de la batterie qui est utilisé pendant un cycle de charge/décharge, elle influence sur la durée de vie de la batterie (plus la profondeur de décharge est important plus la durée de vie de la batterie sera courte).  Taux d’auto-décharge L’auto-décharge est la perte de capacité en laissant l’accumulateur au repos (sans charge) pendant un temps donné et pour une température donnée.  Température La température de la batterie est celle de son atmosphère. Le comportement d’une batterie est spécifié à une température de 27 degrés. C’est Un facteur qui influence la capacité car les températures plus faibles réduisent leur capacité significativement, par contre des températures plus hautes produisent une légère augmentation de leur capacité, mais ceci peut augmenter la perte d’eau et diminuer la durée de vie de la batterie.  Durée de vie et nombre de jour d’autonomie Le nombre de jour d’autonomie est la période pendant laquelle la batterie assure le fonctionnent du récepteur jusqu’à sa décharge, sans la recharger. 1.2.2. Les types de batteries solaires : Il existe plusieurs types de batteries solaires utilisées :  Les batteries au plomb ont été pendant longtemps l’unique option. Différentes technologies basées sur ce matériau se sont développées : ✓ Les batteries au plomb ouvert ; ✓ Les batteries AGM ; ✓ Les batteries au gel.  Les batteries lithium-ion sont les plus récentes et ne contiennent pas de plomb mais, comme leur nom l’indique, du lithium. Pour choisir une batterie solaire, il est important de bien comprendre les différences entre ces différents modèles :
  • 18. Rapport de projet | 11 Tableau 1: Les types de batteries solaires 1.1. Régulateur de charge : Le régulateur est l’élément central d’un système photovoltaïque autonome : il contrôle les flux d’énergie. Il doit protéger la batterie contre les surcharges (solaire) et décharges profondes (utilisateur). Il doit également assurer la surveillance et la sécurité de l’installation (surcharge, alarmes, fusibles et inversement de polarité). Dans un système plus élaboré, il peut aussi commander la recharge par d’autres sources d’énergies (génératrice d’appoint, éolienne, hydraulique). Dans certain cas, il peut réaliser une transformation de puissance (recherche du point de puissance maximum, Maximum Power Point Tracker, MPPT). Les régulateurs de charge de systèmes PV autonomes peuvent être classés en trois groupes principaux : Batteries Avantages Inconvénients Les Batteries au plomb ouvert - Pas cher - Technologie fiable, robuste et éprouvée - Nécessite un entretien régulier - Faible durée de vie (400-500 cycles), on la conseille pour des utilisations irrégulières - Profondeur de décharge entre 60 et 80 % - Volumineuse, elle prend beaucoup de place - Elle émet de l’hydrogène et nécessite d’être placé dans un endroit aéré - Toxique pour l’environnement Les batteries AGM - Ne nécessite pas d’entretien - Ne dégage pas d’hydrogène ou de chaleur - Un peu plus chère - Son cycle de vie est relativement faible (600-700 cycles) - Profondeur de décharge d’environ 80% dans la plupart des cas - Toxique pour l’environnement Les batteries au gel - Ne nécessite pas d’entretien - Ne dégage pas d’hydrogène ou de chaleur - Profondeur de décharge d’environ 50 % - Double du prix d’une batterie plomb ouvert - Sensible au rythme élevé de charge et de décharge : elle doit avoir une application en décharge lente - Toxique pour l’environnement Les batteries Lithium-ion - Meilleure durée de vie du marché : jusqu’à 6000 cycles - Elle peut être déchargée plus profondément que les batteries au plomb - Ne nécessite pas d’entretien - Recyclable à 70 % - Compacte, elle prend moins de place - Incarne le futur des moyens de stockage solaire - Prix onéreux - Même capacité de stockage que les autres technologies au plomb pour un prix prohibitif, ce qui en fait un investissement peu rentable
  • 19. Rapport de stage | 12  Les régulateurs séries, qui incorporent un interrupteur entre le générateur et l’accumulateur pour arrêter la charge.  Les régulateurs shunt, dont l’interrupteur court-circuite le générateur solaire en fin de charge.  Les régulateurs à recherche de point de puissance maximum (MPPT), qui utilisent un circuit électronique spécial permettant de soutirer en permanence du champ de capteurs sa puissance maximal. A ces types de circuits, on ajoute en général un régulateur de décharge pour empêcher les décharges profondes de la batterie. 1.2. Les onduleurs/ convertisseurs : Les convertisseurs sont des appareils servant à transformer le courant continu fourni par les panneaux ou les tensions continues délivrées par les batteries pour l’adapter à des récepteurs fonctionnant soit à une tension continue différente, soit à une tension alternative. Les convertisseurs utilisés dans les systèmes PV sont de types DC/DC et DC/AC. Les principales fonctions de l’onduleur sont les suivantes : ▪ Conversion du courant continu généré par les champs photovoltaïques en courant alternatif et injection dans le réseau de distribution. ▪ Ajustement de la tension à l’entrée de l’onduleur pour un fonctionnement à puissance maximale des champs photovoltaïques. D’autre part des fonctions de sécurité sont généralement intégrées dans l’onduleur couplé au réseau à savoir : ▪ Protection des biens et des personnes. - Protection du réseau électrique par découplage. ▪ Le suivi de Pmax du champ P V en fonction de l’ensoleillement et de la température (MPPT tracking) Le Maximal Power Point Tracker (MPPT) est un système intégré à l’onduleur et qui permet de caler le courant et la tension d’entrée de l’onduleur sur le point de puissance maximale du groupe photovoltaïque. Il est peut être calculé. Grâce à des méthodes et des algorithmes. Dans notre cas on va se limiter seulement à la méthode de la Perturbation et l’Observation (P & O). On distingue entre deux types des Trackers (MPPT) :  Onduleur mono-tracker : Il est composé d’un seul système MP P T (Maximal Power Point Tracking), d’un convertisseur continu → alternatif, d’une protection différentielle et d’une protection de découplage. Convertisseur Continu → alternatif Protection Différentielle Protection de découplage Côté DC Côté AC L Figure 9:onduleur mono-tracker
  • 20. Rapport de stage | 13  Onduleur multi-tracker : Il est constitué d’un convertisseur continu → continu, d’un convertisseur continu → alternatif, d’une protection différentielle et d’une protection de découplage. La principale caractéristique de l’onduleur destiné aux systèmes PV est la recherche du meilleur point de fonctionnement du système. L’unité de régulation de l’onduleur assure un fonctionnement du générateur P V au point de fonctionnement optimal (Point de Puissance Maximale ou MP P) pour garantir une production de puissance électrique maximale. 2. Les types des installations photovoltaïques 2.1. Installation photovoltaïque isolé/autonome : Le principe de ce type d’installations consiste à charger des batteries qui pourront stocker le surplus de la production électrique pour pouvoir le restituer. Les principaux éléments d’un système photovoltaïque autonome sont : - Le panneau photovoltaïque : il produit un courant électrique continu - Le régulateur : il optimise la charge et la décharge de la batterie suivant sa capacité et assure sa protection. - L’onduleur : transforme le courant continu en alternatif pour alimenter les récepteur AC. Convertisseur Continu → Continu Convertisseur Continu → alternatif Protection de découplage MPPT 1 MPPT 2 Côté DC Côté AC Protection Différentielle Figure 10:onduleur multi-tracker Figure 11:Installation isolé
  • 21. Rapport de stage | 14 - Les batteries : sont chargées de jour pour pouvoir alimenter la nuit ou les jours de mauvais temps. 2.2. Installation photovoltaïque hybride : Actuellement, les systèmes hybrides d’énergie associent au moins deux technologies complémentaires : une ou plusieurs sources d’énergie sont des générateurs diesels ou bien le réseau électrique public, et au moins une source d’énergie renouvelable. Les sources renouvelables comme le photovoltaïques et l’éolienne ne délivrent pas une puissance constante. Leur association avec des sources classique permet d’obtenir une production électrique continue. La difficulté de ce type de systèmes est d’équilibrer les différentes sources d’énergie de façon à toutes les optimiser, étant entendu que les sources thermiques (gasoil, gaz) et le réseau électrique public sont toujours les appoints de dernier recours. Étant donné que l’énergie solaire fluctue et que la capacité de production des groupes électrogènes est limitée à une certaine plage, il est souvent possible d’inclure le stockage de la batterie pour optimiser la contribution de l’énergie solaire à la production globale du système hybride. Figure 12:Installation photovoltaïque hybride 2.3. Installation photovoltaïque raccordées au réseau : Cette approche permet de produire l’électricité pour la consommer sur place et d’acheminer l’excédent d’énergie vers le réseau. Lorsqu’il y a déficit ou pendant les moments défavorables, le réseau alimente le site, ce qui élimine la nécessité d’utiliser des batteries, qui nécessitent un grand investissement financier et qui ont une durée de vie très limitée. Ces éléments sont : - Les panneaux photovoltaïques. - Un onduleur on Grid. - Un compteur d’énergie
  • 22. Rapport de stage | 15 Figure 13:Installation raccordée au réseau
  • 23. Rapport de stage | 16 CHAPITRE III : DIMENSIONNEMENT DES INSTALLATIONS PHOTOVOLTAIQUE
  • 24. Rapport de stage | 17 Partie I : Etude Géographique I. Situation du site : Latitude Nord : 31°22’00’’ (31,367°) Longitude Ouest : 08°03’40’’ (-8,081°) Distance du site à Marrakech : 32Km Distance du site à Casablanca : 270Km Distance du site à Rabat : 360Km Distance du site à Agadir : 303Km II. Orientation et inclinaison des panneaux solaires : On appelle orientation le point cardinal vers le quel est tournée la face active du panneau (sud, nord,). Les panneaux sont toujours orientés vers l’équateur : - Orientation vers le sud dans l’hémisphère Nord. - Orientation vers le nord dans l’hémisphère Sud. Elle indique l’angle que fait le panneau avec l’horizontale, elle se comporte en degrés. Pour que les modules produisent un maximum d’énergie, il faut que les surfaces soient perpendiculaires aux rayons solaires, or le soleil d’une saison à l’autre n’a pas la même inclinaison ; selon les saisons, à midi, il est plus au moins plus haut dans le ciel. On doit donc incliner les modules pour qu’ils soient face au soleil. La méthode de choix de l’inclinaison est d’utilisé le tableau ci- dessous, qui indique la relation entre la latitude et l’inclinaison des panneaux solaires. Figure 14:Site Hajar Tableau 2:Choix de l’inclinaison
  • 25. Rapport de stage | 18 Rappelons que la latitude de notre site est de ; 31°22’00’’(31,367°) Nord. D’après le tableau 2, l’inclinaison des panneaux est de ∝ = 41° III. L’irradiation solaire : Il existe plusieurs méthodes pour estimer le flux global d’irradiation solaire qui tiennent compte essentiellement des données d’insolation. On va utilises le logiciel de calcul PVgys A partir de la Figure I.2 le mois le plus défavorable à CMG Hajar est Novembre Donc l’irradiation global journalier en Novembre est de Ir = 𝟏𝟖𝟎,𝟗 𝟑𝟎 =6,03 Kwh/m². j . Figure 15:Irradiation solaire mensuelle pour inclinaison de 41°
  • 26. Rapport de stage | 19 Partie II : Dimensionnement de la première zone (La dique) [Installation photovoltaïque raccordé au réseau] I. Dimensionnement du champ photovoltaïque 1. Estimation de besoin journalière : Tableau 3:Les besoins énergétiques de système ❖L’énergie consommée par jour (Kwh/j) : Ec (Wh/j) =459,592 KWh/j 1.1. L’énergie produite (Kwh/j) : L’énergie à produire par le champ photovoltaïque est calculé par la formule suivante : 𝐸𝑝: l’énergie à produire par le champ photovoltaïque en (Wh/jr). 𝐸𝑐: L’énergie totale consommée en (Wh / jr). K : facteur de correcteur qui tient compte divers Paramètres : - incertitude météorologiques. - Les caractéristiques des modules solaire. - Rendement de charge et de décharge de la batterie. - Rendement du régulateur. - Rendement de l’onduleur. - Perte des câblages de connexion. Sa valeur théorique est comprise entre 0.55 et 0.75 [on prend comme valeur de K=0.75] Donc : 1.2. La puissance crête Pc des modules photovoltaïque : Equipements Nombre d'unités Puissance unitaire (w) Temps de fonctionnement (h) Energie en wh/j Tube Led 18 18 8 2592 Projecteur 2 50 8 800 Projecteur 4 500 8 16000 Pompe horizontal de Forage 2 18000 8 288000 Pompe horizontal de Forage 1 15000 8 120000 Pompe horizontal de Cave 1 15000 1 15000 Climatiseur 2 1400 4 11200 Plaque chauffante 1 2000 3 6000 51968 459592 Inventaire d'éclairage Inventaire des équipement Ep(Wh) = Ec k Ep(Wh) = 459,592 0,75 Ep(Wh) = 612,789 Kwh/j
  • 27. Rapport de stage | 20 La puissance crête totale du champ photovoltaïque, dépend de l’irradiation quotidienne du lieu d’utilisation, elle est donnée par : Ir : L’irradiation journalière du mois le plus défavorable. Application Numérique : 1.3. Choix de la tension de fonctionnement Le choix de la tension nominal d’un système dépend de la disponibilité de matériels (modules et récepteurs). Il dépend aussi des niveaux de puissance et d’énergie nécessaire selon le type d’application. Le tableau montre les tensions du système correspondantes à chaque intervalle de puissance crête. Pour la tension de fonctionnement j’ai choisi 48V car la puissance crête de la zone > 10KWc. 1.4. Choix du type de module photovoltaïque : Il y a beaucoup des marques de module entre Polycristalin et monocristalin et dépend de Puissance maximale [Wc] ; Courant de court-circuit Icc [A], Dimensions (L*H*I) [mm] et dépend de prix aussi. Pour en faire on a choisi le panneau solaire de la marque CandianSolar CS7L 600MS - Si monocristalline comme le montre sa fiche technique ci-dessous : Figure 16:Plaque signalétique de modèle CS7L 600MS 1.5. Détermination du nombre de modules à installer : Pc = Ep Ir Pc = 612,789 6,03 Pc = 𝟏𝟎𝟏, 𝟔𝟐𝟑 𝑲𝑾𝒄 Tableau 4:Choix de Tension recommandée en fonction de la Puissance du champ
  • 28. Rapport de stage | 21 A partir de la puissance crête des panneaux monocristallin 600Wc, nous déterminons le nombre des panneaux solaire nécessaire à l’installation. Nous appliquons la formule suivante : 𝑁𝑝 = 𝑃 𝑐 𝑃 𝑝𝑣 Application Numérique : Np = 101,623 ∗ 1000 600 𝑁𝑝 = 169,372, Donc 170 Panneaux 170 panneaux solaires, d’une puissance unitaire de 600W, donc on a gagné une puissance de 102kw. 1.6. Vérification de la surface : → la surface disponible est : A= 23*21=483𝒎𝟐 → Surface totale St du champ PV : Dimension d’un module : Longueur : 2172mm. Largeur : 1303mm. Donc: St=2,172*1,303*170=481,12 𝒎𝟐 La surface totale du champ PV est inférieure à la surface du toit disponible. Donc on a pu installer II. Dimensionnement d’onduleur : 1. Le choix d’onduleur Le choix et le nombre d'onduleurs repose sur 3 critères : → La compatibilité en puissance → La compatibilité en tension → La compatibilité en courant A partir de ces 3 critères, le dimensionnement des onduleurs va imposer la façon de câbler les modules entre eux. Pour en faire on a choisi l’onduleur SIRIO K100 HV-MT de la marque AROS SOLAR TECHNOLOGIR comme le montre sa fiche technique ci-dessous :
  • 29. Rapport de stage | 22 1.1. Compatibilité en tension : Un onduleur est caractérisé par une tension d'entrée maximale admissible Umax. Si la tension délivrée par les modules est supérieure à Umax, l'onduleur sera irrémédiablement détruit. La tension d'entrée maximale admissible indiquée sur la fiche technique d’onduleur SIRIO K100 HV-MT Umax=1000. Donc la tension délivrée par le groupe photovoltaïque ne devra donc jamais dépasser cette valeur de 1000 V, pour l'onduleur SIRIO K100 HV-MT. La plage de tension MPPT va donc aussi avoir un impact sur le nombre de modules photovoltaïques en série. En effet, on cherchera idéalement à obtenir une tension délivrée par le groupe photovoltaïque comprise dans la plage MPPT. Pour calculer ces deux nombres min et max (modules en séries), nous nous sommes basés sur les formules suivantes : → Nombre minimale de modules en série : 𝑁𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + [ 𝑈𝑚𝑝𝑝𝑡,𝑚𝑖𝑛 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 0,85 ] Application numérique : 𝑁𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + [ 450 34,9 ∗ 0,85 ] = 16 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥 → Nombre maximale de modules en série : 𝑁𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − [ 760 34,9 ∗ 1,15 ] = 18 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥 Avec : - E+[X] : la partie entière inférieure du nombre X. - E-[X] : la partie entière supérieure du nombre X. - Umppt,min : la valeur minimale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne. - Umppt,max : la valeur maximale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne. Figure 17: fiche technique de l’onduleur SIRIO K100 HV-MT
  • 30. Rapport de stage | 23 - Umpp : la tension de puissance maximale du module. - 0.85 : est un coefficient de minoration permettant de calculer la tension MPP à 70°. - 1.15 : un coefficient de sécurité impose par la norme UTE C15-712. Pour vérifier la tension d’entrée d’onduleur on va faire se calcule par la formule simple suivante : 𝑁𝑡 = 𝑁𝑚𝑎𝑥 ∗ 𝑉 𝑐𝑜 ∗ 1,15 = 18 ∗41,3**1,15=854,91880V Donc la tension d’entrée d’onduleur est compatible. 1.2. Compatibilité en courant : Un onduleur est caractérisé par un courant maximal admissible en entrée. Ce courant d'entrée limite correspond au courant maximal que peut supporter l'onduleur côté CC. Lorsque le courant d'entrée de l'onduleur côté CC est supérieur au courant maximal admissible par l'onduleur, celui-ci continue de fonctionner mais fournit au réseau la puissance correspondante à son courant maximal. Le courant maximal d'entrée est indiqué sur la fiche technique d'onduleur SIRIO K100 HV-MT de la marque AROS SOLAR TECHNOLOGIR est Imax = 245 A. → Le nombre de modules photovoltaïques en parallèle : Le nombre maximum de chaînes photovoltaïques en parallèle se calcule par la formule simple suivante : 𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 𝐸 − [ 𝐼𝑚𝑎𝑥 𝐼𝑚𝑝𝑝 ] - E-[X]est la partie entière inférieure du nombre X. - Imax est le courant maximal admissible par l’onduleur - Impp est le courant de puissance maximale des modules Application numérique : 𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 𝐸 − [ 245 17,20 ] = 14 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢 Pour vérifier la compatibilité de courant on va faire se calcule par la formule simple suivante : 𝐼𝑚𝑝𝑝 ∗ 𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 17,20*14 =240,8A  245A Donc le courant d’entrée d’onduleur est compatible. 1.3. Compatibilité en puissance : D'après les calculs lors des étapes précédentes, nous pouvons mettre au maximum 14 chaîne par tracker. Chaque chaîne sera composée au minimum de 16 modules et au maximum de 18 modules en série. La configuration maximale (14 chaînes de 18 modules, par tracker) permet donc de disposer de 252 modules pour cet onduleur. Cela correspond à une puissance installée de 252×600 = 151,2 KWc. Cette puissance installée est supérieure à la puissance maximale admissible par l’onduleur (Pmax=100KWc pour l’onduleur SIRIO K100 HV-MT). Nous décidons donc choisir 10 chaines de 17 panneaux en série par tracker. Cette nouvelle configuration présente donc 170 modules, ce qui correspond à une puissance installée de 170× 600 = 102 KWc.
  • 31. Rapport de stage | 24 Cette puissance installée est compatible avec la puissance maximale admissible en entrée de l'onduleur SIRIO K100 HV-MT. Nous utiliserons donc un onduleur SIRIO K100 HV-MT raccordé à un groupe photovoltaïque de 170 modules photovoltaïques configuré de la façon suivante : 10 chaines de 17 panneaux en série par tracker. III. Dimensionnement des câbles :  La section du câble entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction : La distance entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction est : 50m - On a 10 chaînes de 17 modules en série par tracker 𝑈 = 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 17 = 34,9 ∗ 17 = 593,3 𝑉 ∆𝑈 = 𝑈 ∗ 0,03 = 17,799 𝑉 𝑆 = 𝜌1 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑝𝑝 ∆𝑈 𝑆 = 0.02314 ∗ 2 ∗ 50 ∗ 10 ∗ 17,20 17,799 = 𝟐𝟐, 𝟑𝟔𝒎𝒎𝟐 Soit un conducteur d’une section minimale de 22,36 mm² (section normalisée 25 mm²)  La section du câble entre la boite de jonction et l’onduleur : La distance entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction est : 100m - On a 10 chaînes de 17 modules en série par tracker 𝑈 = 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 17 = 34,9 ∗ 17 = 593,3 𝑉 ∆𝑈 = 𝑈 ∗ 0,03 = 17,799 𝑉 𝑆 = 𝜌1 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑝𝑝 ∆𝑈 𝑆 = 0.02314 ∗ 2 ∗ 100 ∗ 10 ∗ 17,20 44,72 = 𝟒𝟒, 𝟕𝟐𝒎𝒎𝟐 Soit un conducteur d’une section minimale de 44,42 mm² (section normalisée 50 mm²). IV. Dimensionnement des éléments de protection : 1. Partie DC :  Les fusibles DC : Dans une installation photovoltaïque, le nombre des chaînes en parallèles qui exige l’utilisation des fusibles. Si le générateur PV est constitué d’une chaîne unique, le courant de défaut inverse n’existe pas, et aucun dispositif de protection contre les surintensités n’est exigé. Alors dans notre cas on dispose 10 chaînes des modules PV, donc les fusibles de protection contre les surintensités sont nécessaires. Donc : 𝐼 > 1,25 ∗ 𝐼𝑐𝑐 = 1,25 ∗ 18,47 = 23,08𝐴 Alors le courant de fusible DC doit supérieur à 23.08A. On prendre le fusible de 30 A
  • 32. Rapport de stage | 25 Donc on totalité on installera 20 fusibles.  Les parafoudres : La protection des installations photovoltaïques contre les surtensions d’origine atmosphérique est assurée par des parafoudres DC. Pour la protection contre les surtensions d’origines atmosphériques nous avons choisi un parafoudre de tension supérieure à 702,1 V. Donc on installera un parafoudre de 800 V. Le nombre des parafoudres on totale sont un parafoudre.  Interrupteur sectionneur : Le choix d’un interrupteur sectionneur repose sur : - La tension assignée d’emploi (Ue) doit être supérieure ou égale à la tension maximale Uoc max du générateur photovoltaïque. Figure 18:Fusible cartouche-10*38-GPV-30A-1000DCV-Mersen HP10M30 Figure 19:Parafoudre DS50PV-800G/51
  • 33. Rapport de stage | 26 - Le courant assigné In doit être au moins égal à 1.25 Isc du circuit. 𝐼𝑛 > 1,25 ∗ 𝐼𝑐𝑐 ∗ 𝑛𝑏 𝑑𝑒 𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 1,25 ∗ 18,47 ∗ 10 = 230,875𝐴 Donc on choisit un interrupteur-sectionner de 250 A. Alors on a besoin un interrupteur- sectionneur. 2. Partie AC :  Le disjoncteur différentiel D’après la norme C le disjoncteur différentiel à mettre en aval de l’onduleur est un disjoncteur de sensibilité 30 mA. L’onduleur SIRIO K100 HV-MT délivre un courant de 277 A, donc le courant du disjoncteur à utiliser vaut : In ≥ 1.25 × 277= 346.25A Donc on prendre le disjoncteur de 400 A Pour le nombre de disjoncteurs nécessaire est : 1 disjoncteur. Figure 20:Interrupteur-sectionneur BH-250-2P Figure 21:Disjoncteur différentiel VigiCompact NSX400F
  • 34. Rapport de stage | 27  Parafoudre AC : Pour la protection contre les surtensions d’origines atmosphériques nous avons choisi un Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V. Figure 22:Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V
  • 35. Rapport de stage | 28 Partie III : Dimensionnement de la deuxième zone (La barrière) [Installation photovoltaïque autonome] I. Dimensionnement du champ photovoltaïque 1. Estimation de besoin journalière : ❖L’énergie consommée par jour (Kwh/j) : Ec (Wh/j) =80,922 Wh/j 2. L’énergie produite (Kwh/j) : L’énergie à produire par le champ photovoltaïque est calculé par la formule suivante : 𝐸𝑝: l’énergie à produire par le champ photovoltaïque en (Wh/jr). 𝐸𝑐: L’énergie totale consommée en (Wh / jr). K : facteur de correcteur qui tient compte divers Paramètres : - incertitude météorologiques. - Les caractéristiques des modules solaire. - Rendement de charge et de décharge de la batterie. - Rendement du régulateur. - Rendement de l’onduleur. - Perte des câblages de connexion. Sa valeur théorique est comprise entre 0.55 et 0.75 [on prend comme valeur de K=0.75] Donc : Ep(Wh) = Ec k Ep(Wh) = 80,922 0,75 Ep(Wh) = 107,896 Kwh/j Equipements Puissance Nombre d'unités Temps de fonctionnement (h) Energie en wh/j Tube Led 18 6 12 1296 Projecteur (1×100W) 100 4 12 4800 Projecteur (1×500W) 500 1 12 6000 Projecteur (1×250W) 250 1 12 3000 Climatiseur 1400 2 5 14000 PC fixe 200 3 24 14400 Impraimente 365 2 2 1460 Scanner 36 1 2,4 86 Onduleur 750 1 24 18000 Plaque chauffante 2000 1 3 6000 Moteur 240 2 24 11520 Sirene 15 1 24 360 80922,4 wh/j Inventaire d'éclairage Inventaire des equipement Total d'énergie consommée Tableau 5:Les besoins énergétiques de système de la barrière
  • 36. Rapport de stage | 29 3. La puissance crête Pc des modules photovoltaïque : La puissance crête totale du champ photovoltaïque, dépend de l’irradiation quotidienne du lieu d’utilisation, elle est donnée par : Ir : L’irradiation journalière du mois le plus défavorable. Application Numérique : 4. Choix de la tension de fonctionnement Le choix de la tension nominal d’un système dépend de la disponibilité de matériels (modules et récepteurs). Il dépend aussi des niveaux de puissance et d’énergie nécessaire selon le type d’application. Le tableau montre les tensions du système correspondantes à chaque intervalle de puissance crête. Pour la tension de fonctionnement j’ai choisi 48V car la puissance crête de la zone > 10KWc. 5. Choix du type de module photovoltaïque : Il y a beaucoup des marques de module entre Polycristalin et monocristalin et dépend de Puissance maximale [Wc] ; Courant de court-circuit Icc [A], Dimensions (L*H*I) [mm] et dépend de prix aussi. Pour en faire on a choisi le panneau solaire de la marque CandianSolar CS7L 600MS - Si monocristalline comme le montre sa fiche technique ci-dessous : Pc = Ep Ir Pc = 107,896 6,03 Pc = 𝟏𝟕, 𝟖𝟗𝟑 𝑲𝑾𝒄 Figure 23:Plaque signalétique de modèle CS7L 600MS Tableau 6:Choix de Tension recommandée en fonction de la Puissance du champ
  • 37. Rapport de stage | 30 6. Détermination du nombre de modules à installer : A partir de la puissance crête des panneaux monocristallin 600Wc, nous déterminons le nombre des panneaux solaire nécessaire à l’installation. Nous appliquons la formule suivante : 𝑁𝑝 = 𝑃 𝑐 𝑃 𝑝𝑣 Application Numérique : Np = 17,893 ∗ 1000 600 𝑁𝑝 = 29,822, Donc 30 Panneaux 30 panneaux solaires, d’une puissance unitaire de 600W, donc on a gagné une puissance de 18kw. 7. Vérification de la surface : ❖ Calcul de la surface disponible : A= 12*12=144𝒎𝟐 ❖ Surface totale St du champ PV : Dimension d’un module : Longueur : 2172mm. Largeur : 1303mm. Donc : St=2,172*1,303*30 St= 84,903 𝒎𝟐 La surface totale du champ PV est inférieure à la surface du toit disponible. Donc on a pu installer II. Dimensionnement des batteries : 1. Le choix de batterie : Parce que l’utilisation des batteries est quotidienne on est besoin a l’un de durer de vie longue et l’utilisation de l’énergie est plus on doit utiliser une batterie de tension de stockage élevée et au même temps on prend on considération de prix de batterie alors la batterie sélectionnée est de type Lithium solaire VICTRON 200Ah, destinée au stockage de l'énergie solaire
  • 38. Rapport de stage | 31 . 2. Dimensionnement la capacité des batteries : Pour déterminer la capacité des batteries, on utilise l’équation suivante : 𝐶 = 𝐸𝑐 ∗ 𝑁 𝐷 ∗ 𝑈𝑠𝑦𝑠 - Ec énergie de consommation (Wh). - N: le nombre des jours d’autonomie. - D: profondeur de décharge maximale. - 𝑼𝒔𝒚𝒔: La tension du système. Figure 24:Caractéristique de la batterie LiFePO4 25,6/200Ah Figure 25:Batterie LiFePO4 25,6/200Ah
  • 39. Rapport de stage | 32 - Batterie stationnaire (décharge 80% d’où D=0.8) - Batterie de démarrage (50%, D = 0.5) Donc : 𝐶 = 80922,4 ∗ 1 0,8 ∗ 48 𝐶 = 2108 𝐴ℎ 3. Détermination du nombre de batterie à installer : Nombre de batterie en séries : 𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑠é𝑟𝑖𝑒 = 𝑈𝑠𝑦𝑠 𝑈𝐵𝑎𝑡𝑡 = 48 25,6 = 2 Nombre de batterie en parallèle : 𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑙è𝑙𝑒 = 𝐶𝑠𝑦𝑠 𝐶𝐵𝑎𝑡𝑡 = 2108 200 = 11 Nombre des batteries devient : 𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑠é𝑟𝑖𝑒 ∗ 𝑁𝐵𝑎𝑡𝑡,𝑝𝑎𝑟𝑎𝑙𝑙è𝑙𝑒 = 22 𝑏𝑎𝑡𝑡𝑒𝑟𝑖𝑒𝑠 III.Dimensionnement d’onduleur : 1. Le choix d’onduleur : L'installation est composée de 30 modules d'une puissance crête de 600 Wc, soit une puissance crête totale de 30×600 =18000Wc=18KWc. Pour en faire on a choisi l’onduleur de la marque Schneider Electric CL18000 NA comme le montre sa fiche technique ci-dessous : Figure 26:la fiche technique d'onduleur CL18000 NA de la marque Schneider Electric
  • 40. Rapport de stage | 33 1.1. Compatibilité en tension : Un onduleur est caractérisé par une tension d'entrée maximale admissible Umax. Si la tension délivrée par les modules est supérieure à Umax, l'onduleur sera irrémédiablement détruit. La tension d'entrée maximale admissible indiquée sur la fiche technique d’onduleur CL18000 NA est Umax=1000. Donc la tension délivrée par le groupe photovoltaïque ne devra donc jamais dépasser cette valeur de 1000 V, pour l'onduleur CL18000 NA. La plage de tension MPPT va donc aussi avoir un impact sur le nombre de modules photovoltaïques en série. En effet, on cherchera idéalement à obtenir une tension délivrée par le groupe photovoltaïque comprise dans la plage MPPT. Pour calculer ces deux nombres min et max (modules en séries), nous nous sommes basés sur les formules suivantes : → Nombre minimale de modules en série : 𝑁𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + [ 𝑈𝑚𝑝𝑝𝑡,𝑚𝑖𝑛 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 0,85 ] Application numérique : 𝑁𝑚𝑖𝑛 = 𝐸 + [ 300 34,9 ∗ 0,85 ] = 12 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥 → Nombre maximale de modules en série : 𝑁𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − [ 𝑈𝑚𝑝𝑝𝑡,𝑚𝑎𝑥 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 0,85 ] 𝑁𝑚𝑎𝑥 = 𝐸 − [ 800 34,9 ∗ 1,15 ] = 20 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥 Avec : - E+[X] : la partie entière inférieure du nombre X. - E-[X] : la partie entière supérieure du nombre X. - Umppt,min : la valeur minimale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne. - Umppt,max : la valeur maximale de la tension pour laquelle le tracker (MPPT) fonctionne. - Umpp : la tension de puissance maximale du module. - 0.85 : est un coefficient de minoration permettant de calculer la tension MPP à 70°. - 1.15 : un coefficient de sécurité impose par la norme UTE C15-712. Pour vérifier la tension d’entrée d’onduleur on va faire se calcule par la formule simple suivante : 𝑁𝑡 = 𝑉 𝑐𝑜 ∗ 𝑁𝑚𝑎𝑥 ∗ 1,15 = 20 ∗41,3**1,15=949,91000V Donc la tension d’entrée d’onduleur est compatible. 1.2. Compatibilité en courant : Un onduleur est caractérisé par un courant maximal admissible en entrée. Ce courant d'entrée limite correspond au courant maximal que peut supporter l'onduleur côté CC. Lorsque le courant d'entrée de l'onduleur côté CC est supérieur au courant maximal admissible par l'onduleur, celui-ci continue de fonctionner mais fournit au réseau la puissance correspondante à son courant maximal.
  • 41. Rapport de stage | 34 Le courant maximal d'entrée est indiqué sur la fiche technique d'onduleur CL18000 NA de la marque Schneider Electric est Imax = 1220 A (1220 A par tracker car l'onduleur SB 1000 dispose de deux trackers) → Le nombre de modules photovoltaïques en parallèle : Le nombre maximum de chaînes photovoltaïques en parallèle se calcule par la formule simple suivante : 𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 𝐸 − [ 𝐼𝑚𝑎𝑥 𝐼𝑚𝑝𝑝 ] - E-[X]est la partie entière inférieure du nombre X. - Imax est le courant maximal admissible par l’onduleur - Impp est le courant de puissance maximale des modules Application numérique : 𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 𝐸 − [ 36 17,20 ] = 2 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢 Pour vérifier la compatibilité de courant on va faire se calcule par la formule simple suivante : 𝐼𝑚𝑝𝑝 ∗ 𝑁𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 17,20*2 =34,04A  36A Donc le courant d’entrée d’onduleur est compatible. 1.3. Compatibilité en puissance : D'après les calculs lors des étapes précédentes, nous pouvons mettre au maximum 2 chaîne par tracker. (L’onduleur contient 2 Tracker) Chaque chaîne sera composée au minimum de 12 modules et au maximum de 20 modules en série. La configuration maximale (2 chaînes de 20 modules, par tracker) permet donc de disposer de 80 modules pour cet onduleur. Cela correspond à une puissance installée de 80×600 = 48 KWc. Cette puissance installée est supérieure à la puissance maximale admissible par l’onduleurs (Pmax=18 KW pour l’onduleur CL18000 NA). Nous décidons donc choisir une chaine de 15 modules en séries par chaque tracker. Cette nouvelle configuration présente donc 30 modules, ce qui correspond à une puissance installée de 30× 600 = 18 KWc. Cette puissance installée est compatible avec la puissance maximale admissible en entrée de l'onduleur CL18000 NA. Nous utiliserons donc un onduleur CL18000 NA raccordé à un groupe photovoltaïque de 30 modules photovoltaïques configuré de la façon suivante : une chaîne de 15 modules en série par tracker. IV.Dimensionnement d’onduleur chargeur : Le choix et le nombre d'onduleurs chargeur repose sur 3 critères : → La tension d’entrée du parc batterie → La tension de sortie CA → La puissance de sortie Pour en faire on a choisi 3 onduleurs Sunny Island 3.0M comme le montre sa fiche technique ci- dessous :
  • 42. Rapport de stage | 35 V. Dimensionnement des câbles :  La section du câble entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction : La distance entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction est : 90m - On a une chaîne de 15 modules en série par tracker 𝑈 = 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 15 = 34,9 ∗ 15 = 523,5 𝑉 ∆𝑈 = 𝑈 ∗ 0,03 = 523,5 ∗ 0,03 = 15,705 𝑉 𝑆 = 𝜌1 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑝𝑝 ∆𝑈 𝑆 = 0.02314 ∗ 2 ∗ 90 ∗ 17,20 15,705 = 𝟒, 𝟓𝟔𝒎𝒎𝟐 Soit un conducteur d’une section minimale de 4,56 mm² (section normalisée 6 mm²)  La section du câble entre la boite de jonction et l’onduleur : La distance entre le champ photovoltaïque et la boite de jonction est : 150m - On a une chaîne de 15 modules en série par tracker 𝑈 = 𝑈𝑚𝑝𝑝 ∗ 15 = 34,9 ∗ 15 = 523,5 𝑉 ∆𝑈 = 𝑈 ∗ 0,03 = 523,5 ∗ 0,03 = 15,705 𝑉 𝑆 = 𝜌1 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑝𝑝 ∆𝑈 Figure 27:la fiche technique d'onduleur chargeur
  • 43. Rapport de stage | 36 𝑆 = 0.02314 ∗ 2 ∗ 150 ∗ 17,20 15,705 = 𝟕, 𝟔𝒎𝒎𝟐 Soit un conducteur d’une section minimale de 7,6 mm² (section normalisée 10 mm²). VI.Dimensionnement des éléments de protection : 1. Partie DC :  Les fusibles DC : Pour cette installation photovoltaïque le générateur PV est constitué d’une chaine donc le courant de défaut inverse n’existe pas, et aucun dispositif de protection contre les surintensités n’est exigé  Les parafoudres : Pour la protection contre les surtensions d’origines atmosphériques nous avons choisi un parafoudre de tension supérieure à 619,5 V. Donc on installera un parafoudre de 800 V. Le nombre des parafoudres on totale sont 2 parafoudres.  Interrupteur sectionneur : Le choix d’un interrupteur sectionneur repose sur : - La tension assignée d’emploi (Ue) doit être supérieure ou égale à la tension maximale Uoc max du générateur photovoltaïque. - Le courant assigné In doit être au moins égal à 1.25 Isc du circuit. 𝐼𝑛 > 1,25 ∗ 𝐼𝑠𝑐 ∗ 𝑛𝑏 𝑑𝑒 𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒 = 1,25 ∗ 18,47 ∗ 1 = 23,08𝐴 Figure 28:Parafoudre DS50PV-800G/51
  • 44. Rapport de stage | 37 Donc on choisit un interrupteur-sectionner de 30 A pour chaque tracker d’onduleur. Alors on a besoin deux interrupteur-sectionneur. 2. Partie AC :  Le disjoncteur différentiel : D’après la norme C le disjoncteur différentiel à mettre en aval de l’onduleur est un disjoncteur de sensibilité 30 mA. L’onduleur CL18000 NA délivre un courant de 25A, donc le courant du disjoncteur à utiliser vaut : In ≥ 1.25 × 25= 31,25A Donc on prendre le disjoncteur de 400 A Pour le nombre de disjoncteurs nécessaire est : 1 disjoncteur.  Parafoudre AC : Pour la protection contre les surtensions d’origines atmosphériques nous avons choisi un Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V . Figure 29:Eaton Interrupteur-sectionneur DC, 2P, 1000V, 32A Figure 30:Disjoncteur Différentiel Tétrapolaire 40A - 30mA Type AC
  • 45. Rapport de stage | 38 Figure 31:Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V
  • 46. Rapport de stage | 39 Partie IV : Simulation sur logiciel PV SOL I. Introduction : La conception de systèmes solaires personnalisés est une tâche compliquée qui oblige exiger nous à prendre en compte une multitude de facteurs, tels que la taille et l'orientation du système, le nombre et la durée d'utilisation des appareils électriques, le climat général et le rayonnement solaire du système, la distribution du réseau local. Et la capacité et bien plus encore. PV*SOL aide à faire tout cela et plus encore afin d’avoir des systèmes photovoltaïques rentables, efficaces et économiques. Parmi ses fonctionnalités : La conception de systèmes solaires personnalisés est une tâche compliquée qui oblige les ingénieurs solaires à prendre en compte une multitude de facteurs, tels que la taille et l'orientation du système, le nombre et la durée d'utilisation des appareils électriques, le climat général et le rayonnement solaire du système, la distribution du réseau local. Et la capacité et bien plus encore. PV*SOL aide à faire tout cela et plus encore afin d’avoir des systèmes photovoltaïques rentables, efficaces et économiques. Parmi ses fonctionnalités : - Analyse d'ombrage 3D : Une représentation réelle de l'ombrage des objets environnants est extrêmement importante pour calculer avec précision les rendements. Avec PV*SOL premium, on peut visualiser tous les systèmes intégrés au toit ou montés - même au sol - avec jusqu'à 5 000 modules en 3D et calculer l'ombrage sur la base d'objets 3D. - Importation de cartes : Les bâtiments et les objets peuvent être créés rapidement et facilement à l'aide de plans d'étage et de cartes satellites. Seuls les contours respectifs doivent être dessinés, puis le bâtiment peut être extrudé en entrant la hauteur. Ainsi, par exemple, toutes les formes de bâtiment avec un toit plat peuvent être produites. - Base de données toujours à jour : La vaste base de données contient des modules photovoltaïques, des ensembles de données d'onduleurs, des systèmes de batterie et des tarifs économiques qui sont continuellement mis à jour et étendus par la fonction de mise à jour automatique. Les données sont gérées en ligne directement par les fabricants respectifs. - Profils de charge prédéfinis : La base de données contient un grand nombre de profils de charge pertinents pour les consommateurs résidentiels et commerciaux. Tous les profils de charge peuvent être personnalisés à l'aide de l'éditeur de profil de charge intégré. PV*SOL permet également d'importer de nouveaux profils de charge. - Véhicules électriques : Dans PV*SOL premium, vous pouvez sélectionner une voiture électrique dans la base de données. Ensuite, après avoir entré le kilométrage journalier correspondant pour la voiture, PV*SOL premium calcule la quantité d'énergie solaire nécessaire pour recharger la voiture. Le logiciel calcule également le coût par 100 kilomètres parcourus, avec et sans l'utilisation du photovoltaïque. - Rapport de projet configurable : Le rapport de projet est librement configurable vous permettant de sélectionner le contenu à afficher. Il existe plusieurs variantes et
  • 47. Rapport de stage | 40 modèles disponibles, par exemple en tant que présentation client ou à des fins de documentation de projet. Exportez facilement tous les résultats sous forme de fichier Word ou PDF. Pour la simulation : La simulation s’effectue par des étapes : 1. On trouve l’interface du logiciel qui s’affiche comme suit 2. Puis on passe à la page où on met toutes les informations du projet : - Les infos client : interlocuteur, société, téléphone, … - Les infos du projet : date de prise en service, titre de projet, description, … 3. On passe à la partie qui concerne le site d’implantation, et le type d’installation : Figure 32:Interface du logiciel PV Sol Figure 33:Information sur le site d’implantation et le type d’installation
  • 48. Rapport de stage | 41 4. On passe à la partie consommation, là où on ajoute la consommation de la zone : 5. Dans la planification 3D, on fait rentrer le plan de la toiture de la zone où on veut placer les panneaux photovoltaïques. Figure 34:Informations sur la consommation de la Zone Figure 35:Informations sur la consommation de la zone
  • 49. Rapport de stage | 42 II. Pour la première zone (La digue) : 1. Le type d’installation et planification : Dans cette partie on choisit le type d’installation qui est de notre cas 3D, Installation PV raccordée au réseau avec consommateurs électriques, type de planification est une planification 3D, les données climatiques : le pays est le Maroc, le site Hajar CMG MANAGEM. 2. La consommation électrique : Nous avons déterminé la consommation en rentrant la puissance, et le temps de marche des équipements. Figure 36:Mise en plan de bâtiment en 3D Figure 37:Information sur le site d’implantation et le type d’installation
  • 50. Rapport de stage | 43 3. Emplacement des modules Dans ce stade on pose le plan de la toiture On choisit les panneaux qui ont une puissance de 600W, ensuite on les place tout en respectant l’orientation qui est le sud afin d’avoir le maximum de rayons solaires, durant toute la journée, ainsi on les incline de 41°, comme le montre la figure ci-dessous. Figure 38:La consommation de la Digue Figure 39:planification 3D vue de face de la digue
  • 51. Rapport de stage | 44 4. Choix de l’onduleur Pour le raccordement on choisit les onduleurs et grâce à la bibliothèque diversifiée de PV SOL, on a pu trouver les mêmes onduleurs utilisés dans l’étude théorique. 5. Plan de câblage Et finalement on a le plan de câblage qui facilitera l’exécution du projet Figure 40:Choix du panneau solaire et création des groupements Figure 41: Choix d’onduleurs
  • 52. Rapport de stage | 45 6. Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la dique Alors le récapitulatif de l’installation photovoltaïque de la dique est comme suit : Figure 42 : Câblage entre les panneaux solaires Figure 43:Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la dique
  • 53. Rapport de stage | 46 7. Schéma synoptique : III.Pour la deuxième zone (La barrière) : 1. Le type d’installation et planification : Dans cette partie on choisit le type d’installation qui est de notre cas 3D, Installation PV autonome avec consommateurs électriques, type de planification est une planification 3D, les données climatiques : le pays est le Maroc, le site Hajar CMG MANAGEM. 2. La consommation électrique : Nous avons déterminé la consommation en rentrant la puissance, et le temps de marche des équipements. Figure 45: Information sur le site d’implantation et le type d’installation Figure 44:Schéma synoptique de la dique
  • 54. Rapport de stage | 47 Figure 46: La consommation de la barrière 3. Emplacement des modules Dans ce stade on pose le plan de la toiture On choisit les panneaux qui ont une puissance de 600W, ensuite on les place tout en respectant l’orientation qui est le sud afin d’avoir le maximum de rayons solaires, durant toute la journée, ainsi on les incline de 41°, comme le montre la figure ci-dessous. Figure 47:planification 3D vue de face de la barrière
  • 55. Rapport de stage | 48 4. Choix de l’onduleur Pour le raccordement on choisit les onduleurs et grâce à la bibliothèque diversifiée de PV SOL, on a pu trouver les mêmes onduleurs utilisés dans l’étude théorique. 5. Plan de câblage Et finalement on a le plan de câblage qui facilitera l’exécution du projet Figure 48:Choix du panneau solaire et création des groupements Figure 49:Choix d’onduleurs
  • 56. Rapport de stage | 49 6. Le choix d’onduleur batterie et batterie On choisit les onduleurs batterie et les batteries et grâce à la bibliothèque diversifiée de PV SOL, on a pu trouver les mêmes onduleur batterie et la batterie utilisés dans l’étude théorique. 7. Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la barrière : Alors le récapitulatif de l’installation photovoltaïque de la barriére est comme suit : Figure 50:Câblage entre les panneaux solaires Figure 51: Le choix d'onduleur batterie et batterie
  • 57. Rapport de stage | 50 8. Schéma synoptique Figure 52:Récapitulatif du dimensionnement de l’installation photovoltaïque de la barrière Figure 53:Schéma synoptique de la barrière
  • 58. Rapport de stage | 51 Partie V : Etude financière et environnement I. Pour la première zone la dique : a. Analyse financière : Désignation Quantité Unité Prix unitaire en MAD Total en MAD Module PV (Candia Solar HiKu7 Mono PERC-600 WP - Si monocristalline) 170 Pièce 1840,5 312885 L’onduleur SIRIO K100 HV-MT de la marque AROS SOLAR TECHNOLOGIR 1 Pièce 22000 22000 Cable 25𝑚𝑚2 (Cuivre) 100 Métré 37 3700 Cable 50𝑚𝑚2 (Cuivre) 200 Métré 130 26000 Fusible cartouche-10*38-GPV-30A-1000DCV- Mersen HP10M30 20 Pièce 790 15800 Parafoudre DS50PV-800G/51 1 Pièce 550 550 Interrupteur-sectionneur BH-250-2P 1 Pièce 110,65 110,65 Disjoncteur différentiel VigiCompact NSX400F 1 Pièce 58200,23 58200,23 Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V de la marque Schneider Electric 1 Pièce 8370,14 8370,14 Total en TTC (MAD) 447616 • Prix de kWh solaire : 𝑃𝑟𝑖𝑥 = 447616 365 ∗ 102 ∗ 30 𝑃𝑟𝑖𝑥 = 0.4 𝑑ℎ • Temps de retour d’investissement : C’est le temps nécessaire pour récupérer le prix investi : 𝑇𝑅𝐼 = 447616 612,789 ∗ 365 ∗ 0,4 TRI= 5ans b. Etude écologique de l’installation : Taux de CO2 évitée en kg : Au Maroc, les émissions de CO2 par kWh d’électricité sont estimées à 0,708 Kg pour 1 kWh par l’ONEE. Alors CO2 réduit est : 612,789 ∗ 365 ∗ 0.708=158,356 tonne/an
  • 59. Rapport de stage | 52 I.Pour la deuxième zone la barrière : a. Analyse financière : Désignation Quantité Unité Prix unitaire en MAD Total en MAD Module PV (Candia Solar HiKu7 Mono PERC-600 WP - Si monocristalline) 30 Pièce 1840,5 55215 Batterie LiFePO4 25,6/200Ah 22 Pièce 35830 788260 Onduleur CL18000 NA de la marque Schneider Electric 1 Pièce 8700 8700 Onduleur chargeur SUNNY ISLAND 3.0M 3 Pièce 19500 58500 Cable 6 𝑚𝑚2 (Cuivre) 180 Métré 16 2880 Cable 10 𝑚𝑚2 (Cuivre) 300 Métré 70,1 21030 Parafoudre DS50PV-800G/51 2 Pièce 550 1100 Eaton Interrupteur-sectionneur DC, 2P, 1000V, 32A 1 Pièce 663 663 Disjoncteur Différentiel Tétrapolaire 40A - 30mA Type AC 1 Pièce 990,89 990,89 Parafoudre iPRD40r - 3P- 40kA - 350V de la marque Schneider Electric 1 Pièce 8370,14 8370,14 Total en TTC (MAD) 945709.03 • Prix de kWh solaire : 𝑃𝑟𝑖𝑥 = 945709,03 365 ∗ 18 ∗ 30 𝑃𝑟𝑖𝑥 = 4,79𝑑ℎ • Temps de retour d’investissement : C’est le temps nécessaire pour récupérer le prix investi : 𝑇𝑅𝐼 = 945709,03 107,896 ∗ 365 ∗ 4,79 TRI= 5 ans b. Etude écologique de l’installation : Taux de CO2 évitée en kg : Au Maroc, les émissions de CO2 par kWh d’électricité sont estimées à 0,708 Kg pour 1 kWh par l’ONEE. Alors CO2 réduit est : 107,896*365*0.708=27,882 tonne/an
  • 60. Rapport de stage | 53 Conclusion Ce stage a été une expérience professionnelle très enrichissante sur tous les plans : aussi d’un point de vue d’application de mes apprentissages et de mes connaissances en dimensionnement photovoltaïque dans un projet réel, que du point de vue relationnel. Ce stage m’a inculpé dans l’atmosphère de travail et à forger ma personnalité, fort de cette expérience.
  • 61. Rapport de stage | 54 Références [1] Anne Labouret, Michel Villoz, Installations photovoltaïques - 6e édition, Dunod, 2022 [2] Augustin McEvoy, Practical Handbook of Photovoltaics: Fundamentals and Applications 2nd Edition, AP, 2011 [3] Agence Nationale pour le Développement des Energies Renouvelables et de l'Efficacité Energétique (ADEREE). (2018). Plan national de développement des énergies renouvelables 2010-2030. [4] Office National de l'Electricité et de l'Eau Potable (ONEE). (s.d.). [5] Ministère de l'Écologie, de l'Énergie, du Développement durable et de la Mer. (2009). Code de l'environnement - Article L211-1