etude technico-économique d’une centrale solaire

Etude technico-économique d’une centrale solaire photovoltaïque de puissance minimale 2 MWc pour la SUCAF-CI

MEMOIRE POUR L’OBTENTION DU DIPLOME D’INGENIEUR 2IE AVEC GRADE DE

MASTER SPECIALITE GENIE ELECTRIQUE ET ENERGETIQUE

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Présenté et soutenu publiquement le 09 juillet 2019 par

Dro Augustin DIOMANDE Encadrant 2iE : Dr. Ing Ahmed Ousmane BAGRE, Maître assistant CAMES en systèmes électriques et énergies renouvelables Maître de stage : Peare BADA, Chef service projet au Bureau Etude et Méthode de SUCAF-CI/SOMDIAA SUCAF-CI / SOMDIAA Jury d’évaluation du stage : Président : Dr Y. Moussa SORO Membres et correcteurs :

Dr Ing. Ahmed Ousmane BAGRE

Ing. Sani Mahaman KADRI MOUSSA

Promotion [2018 / 2019]

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Dro Augustin DIOMANDE 2018-2019 Juillet 2019

ETUDE TECHNICO-ECONOMIQUE D’UNE CENTRALE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE DE PUISSANCE MINIMALE 2

MWC POUR LA SUCAF-CI

CITATIONS

« Votre temps est limité, ne le gâchez pas en menant une existence qui n'est pas la vôtre. Ne vous

laissez pas prendre au piège du dogme qui consiste à vivre avec les conséquences des idées des autres.

Ne laissez pas le bruit des opinions d'autrui couvrir votre voix intérieure. Et surtout, ayez le courage

d'écouter votre cœur et votre intuition. Tout le reste est secondaire. »

Steve Jobs : Discours d'ouverture, Université de Stanford, 12 juin 2005.

« Le meilleur moyen de prévoir le futur, c’est de le créer » Peter Drucker

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REMERCIEMENTS

Pour commencer à adresser nos remerciements à l’ensemble des personnes qui nous ont aidé et

participée à la réalisation de ce travail, nous exprimons nos sincères gratitudes et reconnaissances à

l’ensemble du personnel de l’Institut International d’Ingénierie de l’Eau et de l’Environnement

du Burkina-Faso (2iE) qui durant ces différentes années passées à leurs côtés, ils n’ont pas cessé de

se battre pour nous proposer des continus de formations innovants.

Nous tenons à remercier notre encadreur interne 2iE, Dr. Ing Ahmed Ousmane BAGRE

d’avoir accepté d’être notre encadreur. Aussi pour sa disponibilité tout au long des six mois de stage

pour nos différentes questions d’ordres techniques dont les réponses ont contribué à alimenter notre

réflexion.

Nous remercions également la Sucrerie d’Afrique de Côte-d’Ivoire (SUCAF-CI) et particulièrement

le Bureau d’Etude et Méthode (BEM) et à l’ensemble de son équipe pour les six mois passés à leurs

côtés.

Nous adressons nos remerciements à notre deuxième encadreur le chef de projet du BEM, Ingénieur

Peare BADA pour sa disponibilité, ses conseils professionnels et d’avoir toujours répondu à nos

besoins en matière de logistique pour nos déplacements sur les différents sites à la recherche d’un lieu

pour l’implantation du champ solaire photovoltaïque.

Monsieur Jean Pierre CHAMPEAUX, le Directeur Général Adjoint de la SUCAF-CI, à

qui nous témoignons toutes notre reconnaissance et un grand merci pour nous avoir accorder le stage.

Monsieur Dramane KONE, le Directeur Technique Industriel de la SUCAF-CI, que nous

tenons à remercier pour ces six mois de stage au sein de sa direction et ses critiques sur l’ensemble du

projet.

Nous exprimons nos remerciements à Mme. Mireille KRIKA, M. Netané ABOUDRAMANE,

M. Karime KONE, M. Gbambélé SANOGO pour leurs disponibilités.

Nous disons merci au Directeur des Projets Industriels, Paul MARGUET pour sa disponibilité,

sa proposition d’idées et ses critiques sur l’ensemble du projet.

Pour terminer, il est vital de dire merci à la famille DIOMANDE pour leur opiniâtreté pendant

ces cinq ans passés à 2iE.

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RESUME

La SUCAF-CI est une entreprise dont les activités consistent à cultiver, irriguer de la canne à

sucre jusqu’à la production et la commercialisation du sucre. Les activités se font sur deux périodes et

sur deux complexes sucriers nommés Ferké 1 et 2.

Le complexe sucrier de Ferké 1 dispose d’une centrale thermique à biomasse, constituée de 2

turboalternateurs qui produisent en campagne (novembre à mi-avril) une puissance de 10 MW. A cette

même période, la puissance appelée par le complexe sucrier atteint 12,3 MW dont 5,6 MW pour les

besoins en énergie de l’irrigation, 6 MW pour le fonctionnement de l’usine de Ferké 1 et 0,7 MW

destinées aux résidents.

En inter-campagne (mi-avril à fin octobre), la centrale thermique à biomasse est à l’arrêt pour des

raisons de maintenance et d’absence de matière première (bagasse) pour la production de vapeur au

niveau de la centrale thermique.

A cette période de l’année le complexe sucrier de Ferké 1 est alimenté par la C.I.E et les charges sont

estimées à 5, 25 MW.

En raison de l’insuffisance de la production énergétique, la SUCAF-CI a souscrit auprès de la

C.I.E une puissance de 8 MW et traduisant du coup sa forte dépendance vis-à-vis de la C.I.E. L’une

des solutions trouvées par cette société est de diversifier son parc de production en intégrant une

centrale solaire photovoltaïque de 5,44 MWc.

Il ressort de cette étude que la centrale PV est constituée de 18 272 modules PV de 315 Wc et

un parc batterie de 9 400 Ah pour les heures de pointe. Un espace de 35,6 ha est nécessaire pour

implanter la centrale.

L’alimentation du local technique de 130 m2 sera assurée par un mini-système PV avec stockage

constitué de 144 modules PV et d’un parc batterie de 400 Ah.

Le coût d’investissement est estimé à 7 590 030 400 FCFA et un coût d’exploitation annuel

de 113 818 500 FCFA. Le temps de retour sur investissement est de 11,8 ans avec un LCOE égal à

86,1 FCFA/kWh.

Mots Clés :

1 – Centrale

2 – Puissance

3 – Production

4 – Energie

5 – Stockage

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ABSTRACT

SUCAF-CI is a company whose activities consist in cultivating, irrigating sugar cane until the

production and marketing of sugar. The activities are carried out over two periods and on two sugar

complexes named Ferké 1 and 2.

The sugar complex of Ferké 1 has a biomass thermal power plant, consisting of 2 turbo-alternators

which produce in the countryside (November to mid-April) a power of 10 MW. At the same period,

the power required by the sugar complex amounts to 12.3 MW, including 5.6 MW for the energy needs

of irrigation, 6 MW for the operation of the Ferké 1 plant and 0.7 MW for to residents.

In the inter-campaign period (mid-April to the end of October), the biomass thermal power station is

shut down for reasons of maintenance and lack of raw material (bagasse) for steam production at the

thermal power station.

At this time of the year the sugar complex of Ferké 1 is fed by the C.I.E and the charges are estimated

at 5, 25 MW.

Due to insufficient energy production, SUCAF-CI subscribed to the C.I.E a power of 8 MW and

translating its strong dependence on the C.I.E. One of the solutions found by this company is to

diversify its production base by integrating a solar photovoltaic plant of 5.44 MWp.

This study shows that the PV plant consists of 18,272 PV modules of 315 Wp and a battery park of

9,400 Ah for peak hours. A space of 35.6 ha is needed to plant the plant.

The supply of the technical room of 130 m2 will be provided by a mini-PV system with storage

consisting of 144 PV modules and a 400 Ah battery park.

The investment cost is estimated at 7,590,030,400 FCFA and an annual operating cost of 113,818,500

FCFA. The payback time is 11.8 years with an LCOE equal to 86.1 FCFA / kWh.

Key words:

1 -Plant

2 -Power

3 -Production

4 - Energy

5 – Storage

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LISTE DES ABREVIATIONS

2IE : Institut International d’Ingénierie de l’Eau et de l’environnement

BEM : Bureau Etude et Méthode

BI : Besoin en Irrigation

BT : Basse Tension

C.P.V : Champ Photovoltaïque

CA : Courant Alternatif

CC : Courant Continu

CEI : Commission Electrotechnique Internationale

CIE : Compagnie Ivoirienne d’Electricité

DTI : Direction Technique Industrielle

F1 : Ferké 1

F2 : Ferké 2

HTA : Haute Tension de catégorie A

IAT : Interrupteur Aérien Télécommandé

IBR : Input Boîte de Raccordement

JDB : Jeu De Barre

LCOE: Levelized Cost of Energie

MW : Méga Watt

OBR : Output Boîte de Raccordement

PV : Photovoltaïque

SOMDIAA : Société d’Organisation de Management et de Développement des Industries

Alimentaires et Agricoles

STC : Condition Standard de Test

SUCAF-CI : Sucrerie d’Afrique - Côte-d’Ivoire

TA1 : Turboalternateur 1

TA2 : Turboalternateur 2

TRI : Temps de Retour sur Investissement

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TABLE DES MATIERES

Table des matières .................................................................................................................................... 1

I. INTRODUCTION .................................................................................................................... 5

I.1 Présentation de la structure d’accueil ............................................................................................ 5

I.1.1 Présentation générale de la SUCAF-CI ............................................................................................. 5

I.1.2 Présentation du Bureau d’Etude et Méthode (BEM) de la SUCAF-CI.............................................. 5

I.2 Problématique .................................................................................................................................. 6

I.3 Objectifs à atteindre......................................................................................................................... 7

I.3.1 Objectif général .................................................................................................................................. 7

I.3.2 Objectifs spécifiques .......................................................................................................................... 7

I.4 Conclusion partielle ......................................................................................................................... 7

II. CONCEPTION DE LA CENTRALE SOLAIRE .................................................................... 8

II.1 Introduction ................................................................................................................................. 8

II.2 Méthodologie de la conception ................................................................................................. 10

II.3 Dimensionnement et choix des composants ............................................................................. 11

II.3.1 Données de l'ensoleillement pour la ville de Ferkessédougou ......................................................... 11

II.3.2 Choix du module photovoltaïque................................................................................................. 12

II.3.3 Choix de l’onduleur ......................................................................................................................... 12

II.3.4 La configuration du champ PV aux bornes d’un onduleur .............................................................. 13

II.3.5 Production énergétique annuelle de la centrale PV .......................................................................... 17

II.3.6 Besoins stockés pour être utiliser aux heures de pointe par jour ..................................................... 18

II.3.7 Protections : Disjoncteurs, fusibles et parafoudres .......................................................................... 22

II.3.8 Câbles électriques ............................................................................................................................ 22

II.4 Conclusion partielle ................................................................................................................... 23

III. LIGNE DE TRANSPORT D’ÉNERGIE SOLAIRE ............................................................ 24

III.1 Lignes aériennes ......................................................................................................................... 24

III.1.1 Méthodes de calcul ...................................................................................................................... 25

III.1.2 Choix des composants ................................................................................................................. 27

III.2 Lignes souterraines .................................................................................................................... 29

III.2.1 Méthodes de calcul ...................................................................................................................... 29

III.2.2 Choix des composants ................................................................................................................. 31

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III.3 Conclusion partielle ................................................................................................................... 32

IV. ÉTUDE FINANCIÈRE.......................................................................................................... 32

IV.1 Approche méthodologique ........................................................................................................ 32

IV.1.1 Levelized Cost of Energy (LCOE) .............................................................................................. 32

IV.1.2 Le temps de retour sur investissement (tri) .................................................................................. 33

IV.2 Évaluation financière ................................................................................................................ 33

IV.2.1 lcoe pour la centrale solaire photovoltaïque de 5,44 MWc ......................................................... 33

IV.2.2 Le temps de retour sur investissement (tri) .................................................................................. 36

IV.3 Conclusion partielle ................................................................................................................... 36

V. CONCLUSION GÉNÉRALE ................................................................................................ 37

VI. RECOMMANDATIONS ........................................................................................................ 38

VII. BIBLIOGRAPHIE ................................................................................................................. 39

IX. ANNEXES .............................................................................................................................. 40

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LISTE DES TABLEAUX

Tableau II-I : les données de l'ensoleillement de la ville de Ferkessédougou ................................. 12

Tableau II-II : les caractéristiques électriques du module photovoltaïque ...................................... 12

Tableau II-III : les caractéristiques électriques des onduleurs ........................................................ 13

Tableau II-IV : la configuration du champ PV................................................................................ 16

Tableau II-V : récapitulatif de l'énergie mensuelle produite par la centrale PV ............................. 17

Tableau II-VI : Itération pour trouver la tension du parc batterie ................................................... 19

Tableau II-VII : Les caractéristiques électriques de l'onduleur chargeur ....................................... 20

Tableau II-VIII : configuration du parc batterie par onduleur chargeur ......................................... 21

Tableau II-IX : courants admissibles dans les câbles de chaîne PV et choix des éléments de

protections ....................................................................................................................................... 22

Tableau II-X : Dimensionnement des câbles CC et CA .................................................................. 23

Tableau III-I : les différentes formules entrant dans le calcul de section de câble aérien ............... 26

Tableau III-II : chute de tension par sections .................................................................................. 27

Tableau III-III : section de la ligne aérienne HTA Ferké 1 & 2 ...................................................... 28

Tableau III-IV : les caractéristiques générales des lignes F1 & F2................................................. 28

Tableau III-V : les efforts des nouveaux supports bétons armés et armements .............................. 28

Tableau III-VI : les efforts en tête des nouveaux supports bétons armés........................................ 29

Tableau III-VII : Les principales formules de calcul de section de câble en réseau souterrain ...... 31

Tableau IV-I : Évaluation financière ............................................................................................... 33

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LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Organigramme du BEM.................................................................................................... 5

Figure 2 : Les consommations du complexe de Ferké 1 pendant la campagne et l'inter-campagne . 6

Figure 3 : La production de la centrale thermique et la consommation du complexe de Ferké 1 ..... 6

Figure 5 : Puissance moyenne (kW) sur la ligne 1 et 2 ..................................................................... 8

Figure 6 : Schéma synoptique de la centrale solaire photovoltaïque .............................................. 10

Figure 7 : Méthode itérative de dimensionnement de la centrale PV ............................................. 11

Figure 9 : La ligne aérienne Ferké 2................................................................................................ 24

Figure 10 : Tracé de la ligne aérienne Ferké 1 (ligne verte) & Ferké 2 (ligne orange- blanc)........ 25

Figure 11 : Méthodologie de calcul de la section d’un câble aérien ............................................... 26

Figure 14 : : Schéma synoptique présentant le réseau souterrain .................................................... 29

Figure 15 : Méthodologie de dimensionnement de la section de câble en réseau souterrain HTA [4]

......................................................................................................................................................... 30

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I. INTRODUCTION

I.1 PRESENTATION DE LA STRUCTURE D’ACCUEIL

I.1.1 PRESENTATION GENERALE DE LA SUCAF-CI

La SUCAF-CI est une filiale sucrière de la Société d’Organisation de Management et de

Développement des Industries Alimentaires et Agricoles (SOMDIAA), le groupe agro-alimentaire

en Afrique. Elle cultive et exploite ses plantations de 14 600 ha [2], de cannes à sucre dans le Nord

de la Côte-d’Ivoire, à Ferkessédougou, et produit grâce à ses deux usines Ferké 1 et 2 jusqu’à

100 000 tonnes [2] de sucre par an.

I.1.2 PRESENTATION DU BUREAU D’ETUDE ET METHODE (BEM) DE LA SUCAF-

CI

Notre stage de fin d’étude s’est dérouler au sein du Bureau d’Etude et Méthode (BEM) de la

SUCAF-CI. Le BEM est un bureau d’étude qui s’occupe des travaux industriels, de génie civil,

l’ordonnancement et l’approvisionnement. Il arrive de temps à autre de s’occuper des travaux

d’automatisation, de régulation et de courant faible.

Pour réaliser ces différents projets le Bureau d’Etude et Méthode de la SUCAF-CI est organisé

comme suit :

Directeur Projet Industriel

Assistante projet Bureau d’Etude et Méthode (BEM)

Chef de service projet BEM

Chef de service ordonnancement

Chef département

BEM

Dessinateur projeteur

Agent méthode maintenance

Chef de section ordonnancement

projet

Dessinateur projeteur industriel

Agent suivi technique

Appro

Chef section moyens généraux

PlombierMaçonMenuisier Soudeur

Chef de maintenance projet

Figure 1 : Organigramme du BEM

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I.2 PROBLEMATIQUE

La société sucrière SUCAF-CI, créée à la suite du programme de restructuration et de

privatisation du secteur sucrier ivoirien produit et commercialise du sucre granulé blanc, morceau

et granulé roux sur ses deux sites Ferké 1 et Ferké 2.

Les consommations énergétiques du complexe sucrier de Ferké 1 lors de la compagne et de

l’intercampagne sont présentées ci-dessous.

Figure 2 : Les consommations du complexe de Ferké 1 pendant la campagne et l'inter-campagne

L’ensemble des activités liées à la culture des cannes à sucre et à la transformation des tubes

usinables jusqu’aux produits finis sont énergivores comme le montre la figure 3 ci-dessous.

Figure 3 : La production de la centrale thermique et la consommation du complexe de Ferké 1

En effet, toute l’année la consommation énergétique de l’ensemble du complexe sucrier de

Ferké 1 est supérieure à la production de la centrale thermique à biomasse. Cela traduit l’insuffisance

01234567

Chargesvillages (MW)

Charges desbesoins enirrigation

(MW)

Charges Usine(MW)

Chargestotales (MW)

Pui

ssan

ce e

n M

W

Campagne (novembre à mi-avril)

Inter-campagne (mi-avril à mi-juillet)

Inter-campagne (mi-juillet ànovembre)

0,0

2 000,0

4 000,0

6 000,0

8 000,0

10 000,0

12 000,0

14 000,0

16 000,0

Ener

gie

(MW

h)

Mois

Production centrale thermique (MWh) Consommation SUCAF-CI (MWh)

7 | P a g e




de la production de la centrale à biomasse face à la consommation des différentes charges. Pour

répondre à cette demande la SUCAF-CI est obligée de se raccorder au réseau électrique de la C.I.E.

Le parc énergétique C.I.E et centrale thermique à biomasse répond aux besoins de la

SUCAF-CI mais il génère chaque année une facture d’électricité C.I.E annuelle estimée à 3 milliards

de Franc CFA.

Il est primordial de trouver des solutions techniquement et économiquement fiables. L’une

des mesures palliatives trouvées par la SUCAF-CI est de diversifier son parc énergétique en

intégrant une centrale solaire photovoltaïque.

La puissance de 1,8 MW est la puissance nécessaire pour démarrer les chaudières de la centrale

thermique. En appliquant à cette puissance un rendement usuel d’onduleur de 95%. Nous obtenons

une puissance crête de 1,89 MWc. Il faut donc une centrale solaire photovoltaïque de puissance

minimale de 2 MWc.

I.3 OBJECTIFS A ATTEINDRE

I.3.1 OBJECTIF GENERAL

L’objectif général de cette étude est de réduire le coût de la facture d’électricité C.I.E par

l’intégration d’une centrale solaire photovoltaïque de puissance minimale 2 MWc.

I.3.2 OBJECTIFS SPECIFIQUES

Les différents objectifs spécifiques liés à cette étude sont :

Dimensionner les différents ouvrages électriques côté CC et CA ;

Dresser un tableau permettant de recenser les différentes sections et longueurs des câbles ;

Dimensionner la ligne électrique aérienne de transport d’énergie de la centrale PV à l’Usine

de Ferké 1 ;

Raccorder la centrale PV au réseau électrique HTA de la SUCAF-CI ;

Faire une étude économique, faisant ressortir le coût de réalisation de la centrale PV et

Temps de Retour Sur Investissement (TRI).

I.4 CONCLUSION PARTIELLE

Malgré les efforts de la SUCAF-CI à produire de l’énergie à partir de la biomasse énergie la

bagasse, elle est toujours dépendante de la compagnie ivoirienne d’électricité C.I.E pour une

puissance souscrite de 8 MW. Cette dépendance énergétique coûte à la société sucrière la somme

de 3 milliards de F CFA par an. Pour résoudre ce problème, les dirigeants de la société ont jugé

nécessaire de mener une étude pour la réalisation d’une centrale solaire photovoltaïque fixe au sol.

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Selon le cahier de charge, la centrale solaire doit-être en mesure de démarrer les deux chaudières de

l’usine de Ferké 1. D’où la nécessité de mener une étude technico-économique sur une centrale

solaire de puissance minimale 2MWc. Nous aborderons dans le chapitre suivant, la conception

détaillée de la centrale solaire photovoltaïque.

II. CONCEPTION DE LA CENTRALE SOLAIRE

II.1 INTRODUCTION

La SUCAF-CI a souscrite auprès de la C.I.E une puissance de 8 MW via deux lignes. La ligne

2 nommée « village A » et la ligne 1 fournissent chacune une puissance de 4 MW.

La facture d’électricité C.I.E issue de ces deux lignes nous a permis de faire ressortir le graphique

ci-dessous qui montre la puissance moyenne atteinte sur la période de 2016 à 2017.

Figure 4 : Puissance moyenne (kW) sur la ligne 1 et 2

Les puissances moyennes mensuelles de ces deux lignes ont contribué au choix de la

puissance minimale de la centrale solaire photovoltaïque. Aussi en début de l’étude la Direction

Technique Industrielle (DTI) nous a donnée l’ordre de prendre une puissance minimale de 2 MWc

car une fois la centrale thermique de l’usine de Ferké 1 est à l’arrêt, il faut environ une puissance

minimale de 1,8 MW pour démarrer les deux chaudières.

D’après le Directeur Général Adjoint Jean-Pierre CHAMPEAUX, le coût du kWh C.I.E augmentera

de 3% chaque trois ans dans les années à venir. Le coût du kWh actuel aux heures de pointe (19h30

à 23h) est de 94,21 FCFA ; il y a un risque que ce coût atteint la valeur de 100 FCFA/kWh dans les

-

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

PU

ISSS

AN

CE

MO

YEN

NE

(kW

)

Période de consommation

Ligne 2

Ligne 1

9 | P a g e




années à venir. En raison de cette éventuelle augmentation du coût du kWh aux heures de pointe, il

nous a été demandé de concevoir un système photovoltaïque connecté au réseau interne de la

SUCAF-CI en intégrant une unité de stockage pour les heures de pointe.

En prenant en compte les préoccupations de la SUCAF-CI à travers sa Direction Technique

Industrielle, nous avons adopté le schéma synoptique ci-dessous.

Légende :

Bus de communication modbus TCP/IP

Onduleur réseau ou onduleur avec bus de communication

Onduleur réseau ou onduleur chargeur avec bus de communication

Onduleur sans bus de communication avec l’onduleur chargeur

SUCAF-CI

Transfo 579,5 V /36kV

3150 kVA

578

V

578

V

33 k

V

33 k

V

578

V

578

V

Parc batterie 2 Parc batterie 1 Champ PV 4 Champ PV 3 Champ PV 2 Champ PV 1

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Figure 5 : Schéma synoptique de la centrale solaire photovoltaïque

II.2 METHODOLOGIE DE LA CONCEPTION

La conception de la centrale solaire photovoltaïque de la SUCAF-CI a été fait en suivant la

méthodologie décrite par le logigramme de la figure 9 ci-dessous. D'abord nous partons d'une

puissance minimale de 2 MWc et nous choisissons la puissance du module photovoltaïque pour

calculer la surface nécessaire (SN) à l'installation de la centrale solaire photovoltaïque. Cette surface

doit être inférieure ou égale à la surface disponible (SD). En cas de non-respect de cette condition

nous sommes obligés de chercher un espace disponible sur le site de la SUCAF-CI, qui est

impérativement supérieur ou égal à SN. Par la suite, nous choisissons notre onduleur et la

configuration du champ PV désirée. La tension au point de puissance maximum (Vmpp) doit être

strictement inférieure à la tension minimale admise à l'entrée de l'onduleur. La tension en circuit

ouvert du générateur PV (Voc) doit être inférieure à la tension maximale admise à l’entrée de

l’onduleur. Quant au ratio de puissance, il doit appartenir à l'intervalle fermé '90 % et '110 % car

cette condition permet de vérifier si l'onduleur est surdimensionné ou sous-dimensionné. Le non-

respect de cette condition nous amène soit à choisir un onduleur de puissance élevé que le précédent

ou bien de faible puissance. Une fois cette étape validée nous passons à l'étape suivante. Si le champ

PV est doté d'un parc de stockage, nous choisissons la technologie de batterie adaptée et nous

procédons au dimensionnement du parc batterie puis le dimensionnement des différentes protections

et calcul des sections de câbles. Dans le cas contraire, c'est-à-dire si le champ PV est sans stockage

nous calculons directement les sections de câbles et le choix des protections. Enfin la dernière étape

consiste à vérifier si le coût du projet est inférieur ou égal au budget disponible, si Oui, c'est la fin

du dimensionnement de la centrale solaire photovoltaïque sinon nous reprenons l'ensemble du

dimensionnement.

Réseau électrique HTA interne de la SUCAF-CI

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Puissance crête

Choix modules Calcul surface nécessaire

SD ≥ SN

Configuration champ PV

Choix onduleur

Vmpp chamPV > Vmin entrée onduleur;

Voc champ PV < Vmax entrée onduleur;

90% < Ratio de puissance < 110%

Champ PV avec ou sans

stockage

CHOIX TECHNOLOGIE CAPACITE DE

STOCKAGE

PROTECTION CABLE

Coût Estimatif ≤ Budget disponible

Fin

OUI

NON

NONOUI

OUI

NON

NON

OUI

Figure 6 : Méthode itérative de dimensionnement de la centrale PV

II.3 DIMENSIONNEMENT ET CHOIX DES COMPOSANTS

II.3.1 DONNEES DE L'ENSOLEILLEMENT POUR LA VILLE DE FERKESSEDOUGOU

Pour avoir les données de l’ensoleillement de la ville de Ferkessédougou nous avons eu recours au

logiciel RETScreen 4-1.

Elle est située dans l’hémisphère Nord, en conséquence les modules seront orientés plein Sud avec

une inclinaison de 15°.

Les rayonnements solaire quotidien sur le plan incliné (kWh/m2/j) de cette ville sont mentionnés

dans le tableau II-I ci-dessous.

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Tableau II-I : les données de l'ensoleillement de la ville de Ferkessédougou

II.3.2 CHOIX DU MODULE PHOTOVOLTAÏQUE

Le dimensionnement de la centrale solaire photovoltaïque a été réalisé avec un module solaire

photovoltaïque de technologie polycristalline de Jinkosolar. Les caractéristiques électriques du

module sont données par le tableau II-II :

Tableau II-II : les caractéristiques électriques du module photovoltaïque

Electrical DATA JKM315P dans les conditions STC Maximum Power (Pmax) 315 Wc Maximum Power Voltage (Vmp) 37,2 V Maximum Power Current (Imp) 8,48 A Open-circuit Voltage (Voc) 46,2 V Short-circuit current (Isc) 9,01 V Module Efficiency STC (%) 16,23% Temperature coefficients of Pmax -0,41%/°C Temperature coefficients of Voc -0,31%/°C Temperature coefficients of Isc 0,06%/°C

II.3.3 CHOIX DE L’ONDULEUR

Dans la conception de la centrale solaire photovoltaïque, nous avons choisi deux onduleurs SMA

Technologie et deux onduleurs Ingeteam. Ce choix se justifie par le fait que les onduleurs Ingeteam

peuvent communiquer uniquement avec les onduleurs chargeurs du même fabricant. Cette

configuration permet aussi d’installer un seul transformation BT/HTA (voir figure n°8).

Les caractéristiques électriques (entrée /sortie) de ces onduleurs sont mentionnées dans le tableau

II-III ci-dessous.

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Tableau II-III : les caractéristiques électriques des onduleurs

SMA Solar Technology

MV Power Station 1250

SC [7]

Ingeteam Ingecon SUN

PowerMax B Series

1500TL B578 [8]

ENTREE

Puissance DC nominale (kW) 1456 1487

Plage de tension MPP (V) 50°C 500-850 837-1300

Tension d'entrée assignée (V) 529 1500

Tension DC max. (V) 1000 1850

Courant DC max. (A) 2700 40 A – 350 A

Nombre d'entrées MPP indépendantes 2 1

Nombre d'entrées DC 18 12

SORTIE

Puissance nominale AC à 40°C (kVA) 1300 1352

Puissance nominale AC à 25 °C (kVA) 1375 1502

Tension nominale AC (V) 33 000 578

Courant de sortie max (A) 24 1500

Fréquence du réseau AC(Hz) 50 50

Rendement max(%) 97,7 98,9

II.3.4 LA CONFIGURATION DU CHAMP PV AUX BORNES D’UN ONDULEUR

La configuration des modules alimentant un onduleur est établie dans le respect des conditions

définies par les équations (4) et (5) ci-dessous tout en tenant compte de l’effet de la température sur

la tension et sur le courant :

Nombre de branches raccordées aux bornes d’un onduleur (Nb)

≤_ _

(1)

Avec :

- _ _ l’intensité maximale à l’entrée de l’onduleur

- le courant de court-circuit d’un module photovoltaïque.

14 | P a g e




Nombre total de boîtes de raccordements (NTB)

≤

é (2)

≤

(3)

Nombre de modules en série d’une branche (Nms)

Nms ≤

_ _

Nms ≥ _ _

(4) avec :

- V_ _ la tension MPP maximale à l’entrée de l’onduleur

- V_ _ la tension MPP minimale à l’entrée de l’onduleur

- V la tension en circuit ouvert du module photovoltaïque

- V la tension à puissance maximale du module photovoltaïque

La détermination du nombre de branches et le nombre de modules sur une branche permet de

déterminer le nombre total de modules.

= × (5)

Application numérique pour notre cas d’étude :

Onduleur 1 : SMA Solar Technology MV Power Station 1250 SC


≤

, (1)

≤ 299,68

Nous prenons un nombre de branches 252 car avec 300 branches l’onduleur est surdimensionné.

Nombre de boîtes de raccordements (NTB) :

L’onduleur SMA Solar Technology MV Power Station 1250 SC a deux entrées MPPT. Et la boîte

de raccordement sunny string monitor 16 a un nombre d’entrée string égal à 16. Le nombre de boîte

de raccordement a été déterminé comme suite :

≤252

16 (2)

15 | P a g e




≤ 15,75

Dans notre configuration nous avons jugé important d’avoir le même nombre de boîte de

raccordement par entrée MPPT. Le calcul ci-dessus a été repris en prenant un nombre d’entrée string

égal à 14.

≤18

2 (3)

≤ 9

Nous prenons au total 18 boîtes de raccordement pour 9 boîtes de raccordement par MPPT.

Nombre de modules d’une branche (Nms)

Nms ≤

,

Nms ≥

,

(4)

Nms ≤ 22 Nms ≥ 13

(4)

Nous retenons 18 modules photovoltaïques sur une branche parce que la mise en série de 22 modules

photovoltaïques entraine non seulement le surdimensionnement de l’onduleur mais aussi nous

sortons de la plage de tension MPPT.

Nombre total de modules

= 252 × 18 (5)

= 4 536 (5)

Le nombre total de modules photovoltaïques installé sur le premier onduleur est de 4 536.

Onduleur 2 : Ingeteam Ingecon SUN PowerMax B Series 1500TL B578


≤

, (1)

≤ 205

Nous retenons un nombre de branches 200 car avec 205 branches le courant d’entrée côté DC est

16 | P a g e




supérieur au courant DC max de l’onduleur.

Nombre de modules dans une branche (Nms)

Nms ≤ 1500

46,2 (4)

Nms ≤ 32 (4)

Nous retenons 23 modules photovoltaïques sur une branche parce que la mise en série de 32 modules

photovoltaïques entraine non seulement le surdimensionné de l’onduleur mais aussi nous sortons de

la plage de tension MPPT.

Nombre total de modules

= 200 × 23 (5)

= 4 600 (5)

Le nombre total de modules photovoltaïques installé sur le deuxième onduleur est de 4 600.

A la fin des calculs de dimensionnement nous retenons une configuration de 252 branches de 18

modules en série pour l’onduleur SMA Solar Technology MV Power Station 1250 SC et 200

branches de 23 modules en série pour l’onduleur Ingeteam Ingecon SUN PowerMax B séries

1500TL B578 comme on peut lire sur le tableau II-IV.

Tableau II-IV : la configuration du champ PV

SMA Solar Technology MV

Power Station 1250 SC

Ingeteam Ingecon SUN PowerMax

B Series 1500TL B578

Nombre de modules

par branche

18 23

Nombre de branches 252 200

Nombre d’onduleurs 02 02

Conformément au tableau II-IV, la puissance de la centrale solaire photovoltaïque a été déterminé

de la manière suivante :

= × ×

× (6)

17 | P a g e





= 18 × 252 × 02 × 298 + 23 × 200 × 02 × 298

= 5 445 056

= 5,44

La puissance de la centrale solaire photovoltaïque est de 5, 44 MWc.

II.3.5 PRODUCTION ENERGETIQUE ANNUELLE DE LA CENTRALE PV

= 365. . . (7)

: Energie annuelle produite par l’installation (kWh)

: Ratio de performance (%)

: Irradiation solaire en moyenne par jour sur le plan incliné (kWh/2/jour)

0 : Puissance crête de l’installation (kWc)

Exemple d’application numérique pour notre cas d’étude :

Energie produite dans le mois de janvier

= 31 × 0,8 × 6,24 × 5445,056 (7)

= / (7)

La quantité d’énergie produite par la centrale solaire photovoltaïque de 5,44 MWc durant toute

l’année varie entre 596 865 kWh/mois à 857 487 kWh/mois. Comme on peut lire sur le tableau II-

V, la centrale PV produit 8 810 406 kWh/an.

Tableau II-V : récapitulatif de l'énergie mensuelle produite par la centrale PV

Mois Nombre de jour mensuel

Rayonnement solaire quotidien-incliné (kWh/m²/j)

Energie mensuelle (kWh)

Janvier 31 6,24 842 633

Février 28 6,43 784 262

Mars 31 6,14 829 130

Avril 30 5,76 752 725

Mai 31 5,41 730 552

Juin 30 4,72 616 816

Juillet 31 4,45 600 916

Août 31 4,42 596 865

Septembre 30 4,87 636 418

Octobre 31 5,62 758 910

18 | P a g e




Novembre 30 6,15 803 690

Décembre 31 6,35 857 487

Annuel 365 - 8 810 406

II.3.6 BESOINS STOCKES POUR ETRE UTILISER AUX HEURES DE POINTE PAR JOUR

Les heures de pointe sont les heures auxquelles le coût du kilowattheure est très élevé

comparativement aux heures creuses. Ainsi d’après les factures d’électricité CIE, le coût du

kilowattheure aux heures dites de journées (07h à 18h) est de 69,09 FCFA, aux heures de pointe

(19h30 à 23h) le coût du kilowattheure est de 94,21 FCFA et aux heures de nuit (18h à 19h30 et 23h

à 07h) le coût du kilowattheure est de 57,17 FCFA.

La détermination de la capacité du parc batterie peut se faire grâce à la formule ci-dessous.

= ×

× × (8)

∶ Capacité du parc batterie (Ah)

: Énergie utilisée aux heures de pointe (Wh/jour)

: nombre de nuits d’autonomie du système

: Tension parc batterie (V)

∶ Rendement du convertisseur égal à 98,5%

∶ Degré Décharge profonde maximale égale à 80%

La configuration du parc batterie a été faite en utilisant la formule ci-dessous :

é =

(9)

ℎ =

(10)

: Tension d’un élément de batterie (V)

: Capacité unitaire d’une batterie (Ah)

ℎ = é × ℎ (11)

Calcul de l’énergie stockée aux heures de pointe (Wh)

L’énergie stockée aux heures de pointe a été calculée en considérant la puissance max AC sortie

onduleur Ingeteam Ingecon SUN PowerMax B séries 1500 TL B578 de 1357 kVA.

En appliquant un cosphi de 0,8, on a la puissance max AC sortie onduleur égal à 1085,3 kW.

19 | P a g e




Nombre d’onduleurs branchés sur le jeu de barre pour alimenter le parc batterie = 2

Temps de restitution de l’énergie aux heures de pointe = 3,5 heures

= 1085,3 × 2 × 1000 × 3,5

= 7 597 450 ℎ/

Détermination de la tension du parc batterie :

La tension du parc batterie a été déterminée en fonction de l’énergie produite par les champs PV

n° 4 et n° 3.

En effet, nous avons itéré la tension du parc batterie tout en comparant l’énergie obtenue aux heures

de pointe à l’énergie qui devrait être produite. Le tableau II-VI donne une illustration de cette

itération.

Tableau II-VI : Itération pour trouver la tension du parc batterie

Capacité de

stockage

minimale b(Ah)

Nombre de

batteries en

série NS

Nombre de

branches

Nombre

total de

batteries

Capacité

réelle de

stockage

des batteries

b(Ah)

Énergie

stockée

(Wh)

Énergie

susceptible

d’être

produite aux

heures de

pointe (Wh)

12 055 400 2 800 9 400 5 925 760 7 597 450

11 345 425 2 850 9 400 6 296 120 7 597 450

10 715 450 2 900 9 400 6 666 480 7 597 450

10 151 475 2 950 9 400 7 036 840 7 597 450

9 644 500 2 1000 9 400 7 407 200 7 597 450

9 399 513 2 1026 9 400 7 599 787 7 597 450

9 184 525 2 1050 9 400 7 777 560 7 597 450

À la fin de cette itération, nous constatons qu’il faut une tension de 1026 V.


Capacité minimale théorique du parc batterie :

Nombre de nuits d’autonomie du système = 1

20 | P a g e




Tension parc batterie (Vbat) = 1026 V

=7 597 450 × 1

1026 × 0,985 × 0,80 (8)

≈ 9 397 ℎ (7)

La capacité minimale théorique du parc batterie est de 9 397 Ah.

Nombre de batteries en série :

Nombre de batteries en série =

(9)

Nombre de batteries en série = 513

Le nombre de batteries en série est de 513.

Nombre de branches :

Nombre de branches = 9 397

4700 (10)

Nombre de branches ≈ 2

Nombre total de batteries :

= 2 × 513 (11)

= 1 026

Donc le nombre total de batteries d’accumulateur du parc est de 1 026 de capacité 4700 Ah/2V. La

capacité réelle de ce parc de batteries est de 9 400 Ah.

II.3.6.1 Choix de l’onduleur chargeur

Pour le stockage d’énergie dans les batteries, nous avons choisi deux onduleurs chargeurs

identiques. Les caractéristiques électriques de ces onduleurs sont mentionnées dans le tableau II-VI

ci-dessous.

Tableau II-VII : Les caractéristiques électriques de l'onduleur chargeur

Ingeteam Ingecon SUN Storage PowerMax B Series 1500 TL UB578 [8]

ENTRÉE

Battery voltage range for grid-connected modes (V) 840 – 1 300

Maximum voltage (V) 1 500

Maximum current (A) 1 850

21 | P a g e




SORTIE

Puissance nominale AC à 50 °C (kVA) 1 351,5

Puissance nominale AC à 35 °C (kVA) 1 502

Tension nominale AC (V) 578

Courant de sortie max (A) 1 500

Fréquence du réseau AC (Hz) 50

Rendement max (%) 98,9

II.3.6.2 Configuration du parc batterie

La technologie de batterie utilisée est de type « OPZS », car les batteries d’accumulateur OPZS ont

en général une durée de vie plus longue, une capacité de cyclage. Pour le dimensionnement du parc

batterie d’accumulateur, nous avons opté pour un élément de batterie de chez HOPPECKE de

4700 Ah, 2V.

En fonction des différents onduleurs chargeurs disponibles chez le fabricant Ingeteam, nous avons

choisi 2 onduleurs chargeurs qui pourront charger les batteries. Conformément au tableau II-VII,

pour un onduleur chargeur nous avons un parc batterie de 4700 Ah, 1026 V.

Tableau II-VIII : configuration du parc batterie par onduleur chargeur

Onduleur chargeur N° 1

Capacité de stockage du parc batterie (Ah) 4700

Nombre de batteries en série 513

Nombre de branches 1

Nombre total de batteries 513

Onduleur Chargeur N° 2

Capacité de stockage du parc batterie (Ah) 4700

Nombre de batteries en série 513

Nombre de branches 1

Nombre total de batteries 513

22 | P a g e




II.3.7 PROTECTIONS : DISJONCTEURS, FUSIBLES ET PARAFOUDRES

Le tableau II-VIII ci-dessous présent l’ensemble des formules utilisées pour le

dimensionnement des disjoncteurs et fusibles. En ce qui concerne la méthode de choix des

parafoudres, elle se trouve dans le guide UTE C 15-712 certifiée ISO 9001 février 2008.

Tableau II-IX : courants admissibles dans les câbles de chaîne PV et choix des éléments de protections

Côté Courant Continu (CC)

Fusible à CC ultra rapide

Tension (V) () = 1,15 × . (12)

Intensité (A) 1,5 × ≤ () ≤ 2 × (13)

Disjoncteur CC

Tension (V) () = 1,15 × . (14)

Intensité (A) ≤ ()(15)

Côté Courant Alternatif (CA)

Disjoncteur différentiel

Intensité (A) ≤ () (16)

II.3.7.1 Choix des protections

Les résultats du calcul des sections de câbles de l’ensemble des ouvrages de protections en Basse

Tension et Haute Tension catégorie A sont à l’annexe n °13.

II.3.8 CABLES ELECTRIQUES

Le tableau II-X ci-dessous présente l’ensemble des formules relatives au calcul de section de

câble et aux chutes de tension tant en courant continu qu’en courant alternatif.

Le calcul de section de câble du côté CA se fera en utilisant la norme NFC 15-100. P299-338. Et

quant aux chutes de tension côté CC, nous veillerons à ce que la section de câble calculée respecte

une chute de tension maximale de 1 %.

23 | P a g e




Tableau II-X : Dimensionnement des câbles CC et CA

Formules Sections Chutes de tension (%)

Côté CC

≥2 × × ×

∆ × (17)

: Section du câble ()

: Longueur du câble (m)

: Intensité à puissance maximale (A)

: Tension à puissance maximale (V)

∆ : Chute de tension limitée à 1 %

: Résistivité 0,017 Ω mm² /m pour un câble en

cuivre

Côté CC

Chute de tension maximale admissible 1 % [3]

Côté CA voir la norme NFC 15-100. P299-338

∆ =100

× √3.

+ (18)

: Tension nominale entre phases (Tension

composée) en volts (V)

: Courant d’emploi, en ampères.

R : Résistivité : 0,0225 Ωmm2/m pour le cuivre

L : Longueur simple de la canalisation, en mètres.

S : Section des conducteurs, en mm2

X : Réactance linéique des conducteurs X =

0,08 mΩ/m.

: Facteur de puissance égale à 0,84 ( =

0,54)

II.3.8.1 Sections câbles obtenues

Les résultats du dimensionnement des sections de câbles sur les différents tronçons sont indiqués à

l’annexe n ° 14.

II.4 CONCLUSION PARTIELLE

Dans le chapitre précédent, nous évoquons la méthodologie de conception de la centrale

solaire photovoltaïque et celles des sections de câble, chute de tension tant en courant continu qu’en

24 | P a g e




courant alternatif. Nous exposons les résultats de dimensionnement qui définit la puissance

définitive de la centrale solaire photovoltaïque et la capacité du parc batterie.

Le chapitre suivant sera consacré à la ligne de transport destinée à transporter l’énergie produite du

site de production jusqu’à l’usine de Ferké 1.

III. LIGNE DE TRANSPORT D’ÉNERGIE SOLAIRE

III.1 LIGNES AERIENNES

Les deux lignes concernées par le transport d’énergie sont tracées sur la figure 11 et 12 ci-dessous.

La ligne orange-blanc comme le montre la figure 11 est la ligne destinée à fournir de l’énergie au

site de Ferké 2. La ligne aérienne orange-blanc existe déjà sur le complexe sucrier de Ferké 1. Le

tronçon en blanc n’est pas à reprendre dans le projet de solarisation de la SUCAF-CI. Par contre, la

SUCAF-CI a décidé cette année de reprendre le tronçon coloré en orange, car les supports sont en

mauvais état.

Figure 7 : La ligne aérienne Ferké 2

La ligne verte sur la figure 12 représente la ligne aérienne Ferké 1 prévue pour la fourniture

d’énergie au site de Ferké1. Comme le montre la figure 12, l’encadré rouge montre l’emplacement

de la centrale solaire photovoltaïque de 5,44 MWc.

25 | P a g e




Figure 8 : Tracé de la ligne aérienne Ferké 1 (ligne verte) & Ferké 2 (ligne orange- blanc)

III.1.1 METHODES DE CALCUL

III.1.1.1 Méthodologie de calcul de la section des câbles aériens

Le transport d’énergie produite se fait par une ligne aérienne. Par conséquent, nous avons pris un

conducteur en alliage d’aluminium appelé ALMÉLEC. Les câbles ALMÉLEC sont utilisés pour les

lignes aériennes dans les réseaux de distribution et de transport d’énergie.

Comme le montre la figure 13, le choix de la section d’un câble aérien se base sur la puissance qui

transite sur la ligne, la tension de la ligne, l’intensité de la ligne et la chute de tension qui ne doit

pas excéder à 5 %.

26 | P a g e




Choix de nature du câble

Puissance transitée par la ligne aérienne

(kW)

Tension de la ligne aérienne

(kV)

Intensité admissible section normalisée ≥

Intensité de ligne HTA calculé

Choix de section

normalisée

Calcul du courant de ligne HTA

(A)

Longueur du tronçon (m)

Calcul de chute tension (%)

Non

Oui

∆U/ U ≥ 5%

Figure 9 : Méthodologie de calcul de la section d’un câble aérien

III.1.1.2 Formules de calcul de la section de câble

Les formules de calcul de la section de câble d’une ligne aérienne sont listées dans le tableau III-I.

Tableau III-I : les différentes formules entrant dans le calcul de section de câble aérien

Réseau aérien HTA

Courant de ligne HTA (A) =

√3 × × (19)

Chutes de tension (%) Idem que le réseau BT

Section normalisée é ≥ (20)

III.1.1.3 Étude mécanique de la ligne aérienne HTA

L’étude mécanique de la ligne aérienne HTA est faite avec le logiciel CAMELEC. C’est un

tableur Excel qui permet de faire des calculs mécaniques des lignes aériennes des systèmes de

distribution de l’énergie électrique.

Lors de cette étude mécanique, la méthodologie à suivre est la suivante :

27 | P a g e




Étape 1 : faire le tracé de la ligne aérienne HTA ;

Étape 2 : établir le profil en long du terrain ;

Étape 3 : poser les hypothèses de calcul ;

Étape 4 : calculer la portée et choix du paramètre de pose [15] ;

Étape 5 : les flèches à température maximale ;

Étape 6 : déterminer les hauteurs des supports ;

Étape 7 : positionner les supports sur le profil en long du terrain (répartition des

supports) ;

Étape 8 : calculer les efforts en tête et choix des supports ;

Étape 9 : calculer les écartements des conducteurs et les efforts sur les armements (choix

des armements).

III.1.2 CHOIX DES COMPOSANTS

III.1.2.1 Sections des lignes aériennes HTA F1 & F2

La nature du câble des deux lignes aériennes HTA F1 & F2 est l’almélec.

D’après le tableau III-II le câble ALMÉLEC 34,4 mm² sur une distance de 124 m génère une chute

de tension de 0,06 %. Le câble ALMÉLEC 54,6 mm² génère sur la même distance une chute de

tension 0,04 %. Les mêmes câbles ci-après sur une distance plus longue de 2 381 m génèrent

respectivement une chute de tension de 1,11 % et 0,72 %.

Dans les conditions de fonctionnement suivantes par le constructeur : une vitesse du vent de 0,6

m/s, une température ambiante de 35°C et une température maximale du conducteur de 80°C (en

permanence), les câbles ALMÉLEC 34,4 mm² et 54,6 mm² ont une intensité maximale respective

de 165 A et 225 A. Les deux sections de câbles ALMÉLEC peuvent donc être utilisées pour la ligne

aérienne parce que l’intensité par phase est de 100,67 A, mais pour des raisons économiques nous

décidons de prendre le câble ALMÉLEC 34,4 mm² pour le transport de l’énergie produite.

Tableau III-II : chute de tension par sections

Ligne aérienne HTA Ferké 1

Courant de la ligne HTA par phase (A) 100,67 A

Section normalisée (mm²) 54,6 mm² 34,4 mm²

Longueur du tronçon (m) 124 m

Chute de tension (%) 0,04 % 0,06 %

Ligne aérienne HTA Ferké 2

Courant de la ligne HTA par phase 100,67 A

Section normalisée 54,6 mm² 34,4 mm²

Longueur du tronçon 2 381 m

Chute de tension 0,72 % 1,11 %

Les différents résultats relatifs au calcul de section de câble en aérien sur les deux lignes sont résumées

28 | P a g e




dans le tableau III-III.

Tableau III-III : section de la ligne aérienne HTA Ferké 1 & 2

Ligne aérienne HTA Ferké 1 La tension de la ligne champ PV - point d’injection (kV) 33 kV Type nature du câble Almélec Courant de la ligne HTA par phase (A) 100,67 A Section normalisée (mm²) 34,4 mm² Longueur du tronçon (m) 124 m Chute de tension (%) 0,06 %

Ligne aérienne HTA Ferké 2 La tension de la ligne champ PV - point d’injection (kV) 33 kV Type nature du câble Almélec Courant de la ligne HTA par phase 100,67 A Section normalisée 34,4 mm² Longueur du tronçon 2 381 m Chute de tension 1,11 %

III.1.2.2 Les caractéristiques générales des lignes aériennes F1 et F2

Les caractéristiques générales des lignes aériennes F1 et F2 sont regroupées dans le tableau III-IV.

Tableau III-IV : les caractéristiques générales des lignes F1 & F2

Lignes Supports Flèche à

45°C

(m)

Garde

hors sol

(m)

Hauteur

hors sol

(m)

Porté

(m)

Fiche

d’implantation

(m)

Écartement

minimal entre

conducteurs (m)

Ligne

F1

PB.CPV.ASF11 2

8 12,1 124

1,9 1,2

PB.CPV.ASF12 8 12,1 1,9 1,2

Ligne

F2

PB.CPV.ASF21 0,35

8 12,1 48

1,9 0,6

PTO 138.CPV 8 12,1 1,9 0,6

III.1.2.3 Efforts des nouveaux supports béton armés et armements

Le tableau III-V regroupe les efforts des nouveaux supports bétons armés et les armements.

Tableau III-V : les efforts des nouveaux supports bétons armés et armements

Lignes Nom du support Support d’arrêt Support

d’arrêt

Support d’ancrage

Ligne F1 PB.CPV.ASF11 14-A-800

PB.CPV.ASF12 14-A-800

Ligne F2

PB.CPV.ASF21 14-A-1000

PTO 138.CPV 14-A-3200

PTO 129.CPV.Acanton 14-A-1000

29 | P a g e




PTO 311.CPV.ASF22 14-A-1250

III.1.2.4 Efforts en tête des nouveaux supports béton armés

Le tableau III-VI regroupe les efforts en tête des nouveaux supports bétons armés.

Tableau III-VI : les efforts en tête des nouveaux supports bétons armés

Lignes Nom du support Effort en tête (-0,25 m), kN

Ligne F1 PB.CPV.ASF11 95,3

PB.CPV.ASF12 95,3

Ligne F2

PB.CPV.ASF21 139,8

PTO 138.CPV 2037,1

PTO 129.CPV.Acanton 139,8

PTO 311.CPV.ASF22 174,7

III.1.2.5 Choix des supports et armements

L’étude mécanique avec le logiciel CAMELEC nous a permis de choisir les supports en bétons

armés et les armements. Les résultats de cette étude mécanique se trouvent à l’annexe n ° 15.

III.2 LIGNES SOUTERRAINES

III.2.1 METHODES DE CALCUL

III.2.1.1 Méthodologie de calcul de section de câble en réseau souterrain

Le réseau entre l’onduleur SMA Technology et les cellules réseau HTA est souterrain. De même

que le réseau entre le transformateur de 3 150 kVA et les cellules réseau HTA.

Figure 10 : : Schéma synoptique présentant le réseau souterrain

La détermination de la section des conducteurs en réseau souterrain HTA est résumée par la

Transfo 579,5 V/36 kV ; 3150 kVA

30 | P a g e




figure 17. La méthodologie présentée par cette figure 17 est tirée de la norme française NFC 13 205.

Détermination du courant d’emploi Ib

Courant admissible (Iz)

Choix du mode de pose Facteurs de correction (f) dûs à :-la température f1-au groupement de circuit f2-la résistivité thermique du sol f3-la nature des conducteurs f4f=2×(f1×f2×f3×f4)Iz ≥ Ib/f

Section normalisée (mm²)(S1)

Densité de courant (A/mm²)

Courant de court-circuit

maximal (Icc3)

Section relative à l’intensité de

court-circuit (mm²)

Section normalisée (mm²)(S2)

S2 ≥ S1NON

OUI

S2

S1

∆U/U ≥ 5%

Calcul de chute de tension (%)

OUI OUI

Figure 11 : Méthodologie de dimensionnement de la section de câble en réseau souterrain HTA [4]

31 | P a g e




III.2.1.2 Section de câble et courant de court-circuit maximal

Les formules de calcul de la section de câble et de courant de court-circuit maximal d’une ligne

souterraine sont mentionnées dans le tableau III-VIII.

Tableau III-VII : Les principales formules de calcul de section de câble en réseau souterrain

Réseau aérien HTA

Courant d’emploi (A) =

√3 × × (22)

Section normalisée VOIR GUIDE UTE C 13-205

Densité de courant (A/mm2)

=

()

() (23)

Section relative à l’intensité de court-

circuit (mm²) () =

()

(24)

Chutes de tension (%) Idem que le réseau BT

Courant de court-circuit maximal

() = 1,1 ×

√3

∑ + ∑ (25)

Avec U, la composée entre phases (kV)

∑ Somme des réactances de chaque élément du

conducteur de phase

∑ Somme des résistances de chaque élément du

conducteur de phase

III.2.1.3 Pertes par effet Joule dans les câbles

La méthode de calcul des pertes par effet Joules dans les câbles en réseau souterrain est identique à

celui du réseau aérien.

III.2.2 CHOIX DES COMPOSANTS

Le résultat de calcul des sections des câbles souterrains HTA sur les différents tronçons du réseau

souterrain sont présentés à l’annexe n ° 16.

32 | P a g e




III.3 CONCLUSION PARTIELLE

Ce chapitre a été consacré aux réseaux aériens et souterrains destinés à transporter l’énergie produite

par la centrale photovoltaïque. Nous avons exposé dans ce chapitre des méthodologies de calcul de

section de câbles et de l’étude mécanique de la ligne aérienne. Nous retenons que le transport

d’énergie via les deux lignes engendre des pertes par effet Joule. Aussi faut-il noter que les

différentes chutes de tension sur les deux lignes sont inférieures à la limite admissible c’est-à-dire à

5 %.

IV. ÉTUDE FINANCIÈRE

IV.1 APPROCHE METHODOLOGIQUE

L’approche méthodologique adoptée pour l’étude financière est basée sur les aspects financiers

suivants :

- Levelized Cost of Energie (LCOE);

- Temps de retour d’investissement (TRI).

IV.1.1 LEVELIZED COST OF ENERGY (LCOE)

Le LCOE (levelized Cost of Energy ou coût moyen actualisé d’énergie électrique) d’une technologie

est obtenue en divisant le coût total de cycle de vie du projet par l’énergie totale générée par

l’installation au cours de la durée du projet. Le coût total de l’opération inclut tous les coûts du

projet partant de la construction à l’exploitation et en incorporant tous les coûts annexes tels que les

mesures incitatives, les coûts d’impôts, etc. C’est une valeur constante exprimée en devise/kWh ou

en devise/MWh [10].

Le LCOE doit se faire en tenant compte des principaux éléments suivants :

Le type de technologie ;

Le coût d’investissement ;

Le coût d’exploitation annuel ;

Le coût de remplacement de certains équipements ;

Le coût de démantèlement ;

La production énergétique.

Comme défini plus haut, le LCOE se calcule à l’aide de la formule exprimée par l’équation 26.

= + ∑

(1 + )

∑, × (1 − )

(1 + )

(27) [11],[12]

33 | P a g e




Avec

= Coût actualisé de la production d’énergie ;

= Dépense d’investissement durant la période t en année ;

= Dépenses d’opération et de maintenance durant la période t en année ;

, = Électricité produite durant la période t (en année) ;

d= taux de dégradation annuel

= Taux d’actualisation ;

= Durée de vie du système ;

= Année de vie (1, 2, 3…. n).

IV.1.2 LE TEMPS DE RETOUR SUR INVESTISSEMENT (TRI)

Le temps de retour sur investissement (TRI) est un indicateur financier, il permet de mesurer

et de comparer le rendement d’un investissement. La formule générale pour calculer le retour sur

investissement est la suivante :

= û

(28)

Avec = , × − Coût d ′exploitation annuelle (29)

IV.2 ÉVALUATION FINANCIERE

IV.2.1 LCOE POUR LA CENTRALE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE DE 5,44 MWC

La SUCAF-CI devra investir la somme de 7 590 030 400 FCFA pour acquérir la centrale solaire

photovoltaïque de 5,44 MWc.

La durée de vie de cette centrale solaire photovoltaïque est de 25 ans. Pendant les 25 ans de vie de

la centrale PV, il faudra remplacer une seule fois les onduleurs et les batteries.

Il faudra aussi assurer un coût d’exploitation annuel. Ce coût d’exploitation prend en compte les

frais annuels de nettoyage, de gardiennage et le coût de remplacement des équipements de la centrale

solaire photovoltaïque ramené sur une année.

Le tableau V-I présente un récapitulatif de l’évaluation financière de la centrale solaire

photovoltaïque de 5,44 MWc.

Tableau IV-I : Évaluation financière

Amortissements Désignation Quantité Montant (FCFA)

À : sur 25 ans Modules polycristallins 18 416 4 511 920 000

34 | P a g e




Supports de modules photovoltaïques

18 416 552 390 000

Câbles et divers accessoires solaires

76 407 300

Clôture grillagée 139 798 800

Total A 5 280 516 100

B : sur 20 ans [7], [8]

Onduleur SMA Solar Technology MV Power Station 1250 SC

2 558 926 400

Onduleur Ingeteam Ingecon SUN PowerMax B Series 1500TL B578

2 231 837 600

Onduleur chargeur Ingeteam Ingecon SUN Storage PowerMax B Series 1500TL UB578

2 289 248 000

Onduleur Ingeteam Ingecon SUN 100 TL

1 26 118 100

Onduleur chargeur Ingeteam Ingecon SUN Storage 125

1 38 350 000

Total B 1 144 480 100

C : sur 20 ans

Élément de batterie de 2 V, 4700 Ah 1026 795 552 200 Élément de batterie de 2 V, 400 Ah 65 18 525 000

Total C 814 077 200

De : sur 25 ans Installation BT du local technique et extracteur d’air 12 046 200

Total D 12 046 200

E : sur 50 ans

Réseau souterrain HTA 158 292 600

Réseau aérien HTA 20 619 500

Réseau souterrain BT 143 072 600

Total E 321 984 700

F : 30 ans Réalisation du local technique 16 926 100

Total F 16 926 100

Investissement total (FCFA)

Coût de remplacement des équipements sur la durée de la centrale PV K

1 958 557 300

Coût de remplacement évalué sur une année L

78 342 300

Coût de fonctionnement annuel (6 rangs de nettoyage par an) N

21 436 200

Coût du gardiennage (3 personnes pour l’ensemble du site) 14 040 000

35 | P a g e




Coût d’exploitation annuel de la centrale solaire photovoltaïque J = M+N+L

113 818 500


= 7 590 030 400

Coût d’exploitation annuel de la centrale solaire photovoltaïque ()

Selon le service gardiennage de la SUCAF-CI, il faut 3 hommes pour surveiller l’ensemble du site.

Le prix unitaire du gardiennage pour une personne est de 390 000 FCFA.

Le coût du gardiennage annuel de 3 personnes = 3 × 12 × 390 000 FCFA

Le coût du gardiennage annuel de 3 personnes = 14 040 000 FCFA

Tout au long de la durée du système PV, il est exposé à la poussière ou aux salissures pour apporter

une solution à cela, une équipe de nettoyage sera mise en place pour le nettoyage des panneaux de

la centrale solaire photovoltaïque. Le nettoyage se fera en fonction des saisons. En saison pluvieuse,

aucun nettoyage ne sera fait par contre en saison sèche, il se fera 6 fois. Le coût de nettoyage des

modules photovoltaïques est de 100 FCFA/m² (Source : SUCAF-CI). La surface d’un module

photovoltaïque polycristalline Jinkosolar de 315Wc est de 1,94 . Le coût de nettoyage annuel

est de 21 436 200 FCFA.

Coût de remplacement des équipements (onduleurs et batteries) sur 25 ans = 1 144 480 100 + 814

077 200

Coût de remplacement des équipements sur 25 ans = 1 958 557 300 FCFA

Coût de remplacement des équipements évalué sur 1 an =

Coût de remplacement évalué sur 1 an = 78 342 300 FCFA

= 78 342 300 + 21 436 200 + 14 040 000

= 113 818 500 FCFA

Électricité produite durant la période t (en année) ( ,)

La production annuelle initiale de la centrale PV de 5,44 MWc est 8 810 406 kWh. Cependant, cette

production diminuera tout au long de la durée de vie du système. Les principales causes de cette

baisse de performance sont :

Une dégradation progressive du rendement de l’ensemble des modules ;

Une forte dégradation d’une partie des modules (délamination, verre brisé et

microfissures) ;

36 | P a g e




Des déconnexions non identifiées de certaines chaînes de modules.

Pour que les résultats du calcul du LCOE soient pertinents nous nous sommes basés sur l’étude du

responsable ingénierie de « kilowattsol » Stéphane Vidal en prenant un taux de baisse de

performance ou un taux de dégradation annuel de 0,5 % [9].

= 6,25 % (Source : Service comptabilité de la SUCAF-CI)

= 25

=7 590 030 400 + ∑

113 818 500

(1 + 6,25 %)

∑8 810 406 × (1 − 0,5 %)

(1 + 6,25 %)

(27)

= 86,1 /ℎ

Le prix minimum moyen auquel l’électricité doit être vendue pour atteindre le seuil de rentabilité

pendant la durée de vie de la centrale solaire photovoltaïque est de 86,1 FCFA/kWh.

IV.2.2 LE TEMPS DE RETOUR SUR INVESTISSEMENT (TRI)

Application numérique de la formule du TRI définie ci-dessus :

û = 7 590 030 400

= (8 810 406 × 86,1) − 113 818 500 (29)

= 644 757 457

=7 590 030 400

644 757 457 (28)

= 11,8

Le projet de centrale solaire photovoltaïque de 5,44 MWc a un TRI de 11, 8 ans.

IV.3 CONCLUSION PARTIELLE

Au bout du compte, le coût d’investissement de la centrale solaire photovoltaïque de 5,44 MWc est

de 7 590 030 400 . Le prix du kilowattheure est de 86,1 FCFA pour un temps de retour sur

investissement de 11, 8 ans. Le prix du kilowattheure de la centrale solaire photovoltaïque est

bénéfique pour la SUCAF-CI parce que le prix du kilowattheure CIE aux heures de pointe est de

94,21 F CFA. Le temps de retour sur investissement est pratiquement la moitié de la durée de vie

des panneaux solaires photovoltaïques donc c’est un investissement rentable.

37 | P a g e




V. CONCLUSION GÉNÉRALE

Le travail présenté dans ce mémoire concerne une centrale solaire photovoltaïque couplée au réseau

électrique HTA de la société sucrière ivoirienne située dans la ville de Ferkessédougou.

Les résultats de notre étude montrent qu’il faut une centrale solaire photovoltaïque avec stockage

de 5,44 MWc pour satisfaire les contraintes du cahier des charges. La centrale ainsi étudiée sera

connectée au réseau électrique HTA du complexe sucrier de Ferké 1.

Cette centrale disposera d’un parc batterie de 9 400 Ah utilisables uniquement aux heures de pointe

c’est-à-dire de 19 h 30 à 23 h.

À la réalisation de ce projet la SUCAF-CI investira la somme de 7 590 030 400 et assurera

un coût d’exploitation annuel de 113 818 500 FCFA. Dans la somme à investir, le coût du stockage

est estimé à 814 077 200 FCFA.

Hormis ceci, nous pouvons affirmer que c’est un investissement rentable pour la SUCAF-

CI, car, le temps de retour sur investissement est de 11,8 ans sur une durée d’exploitation de 25 ans

au moins.

Le prix du kilowattheure de la centrale solaire photovoltaïque pendant toute sa durée de vie est

nettement meilleur que celui de la CIE, car le LCOE (86,1 FCFA/kWh) est inférieur au prix du

kilowattheure CIE aux heures de pointe (94,21 FCFA/kWh) et moins élevé que celui de la journée

(69,09 FCFA/kWh) et la nuit (57,17 FCFA/kWh).

38 | P a g e




VI. RECOMMANDATIONS

Au vu des résultats de notre étude, il est vrai que la centrale solaire photovoltaïque permet de réduire

la consommation d’énergie provenant de la CIE, mais cela s’avère toujours insuffisant. Pour pouvoir

continuer sur cette lancée, nous recommandons :

Au niveau du complexe sucrier de Ferké 1

Identifier des postes d’économie d’énergie tant à l’usine que dans les différents villages

(village A, village-cadre, village C1, village C2) en vue d’économiser de l’énergie.

Remplacer les IACMs par les IATs pour des raisons évidentes d’exploitation du réseau

HTA.

En ce qui concerne le remplacement des IACM par des IATs, nous proposons un investissement

étalé sur quatre ans. Les trois premières années, la SUCAF-CI investira 16 500 000 FCFA par

an et la dernière année, elle investira une somme de 11 000 000 FCFA.

Au niveau du complexe sucrier de Ferké 2

Mener une étude en vue d’installer une autre centrale solaire photovoltaïque de puissance à

déterminer et connecter sur le réseau HTA ;

Identifier des postes d’économie d’énergie sur l’ensemble du site en vue d’apprécier le

potentiel d’économie d’énergie réalisable et d’évaluer le coût d’investissement.

Les résultats de ces deux études (Ferké 1 et Ferké 2) permettront à la SUCAF de faire un plan

d’investissement à court et moyen terme suivant une priorité d’actions prédéfinies. La réalisation

de ces études pourrait être confiées par un ou deux stagiaires de niveau ingénieur dans le cadre de

son ou de leurs projets de fin des études.

39 | P a g e




VII. BIBLIOGRAPHIE

[1] C. AUBERTIN, « LE PROGRAMME SUCRIER IVOIRIEN UNE INDUSTRIALISATION

REGIONALE VOLONTARISTE ». OFFICE DE LA RECHERCHE SCIENTIFIQUE ET

TECHNIQUE OUTREMER, PARIS-1983.

[2] SOMDIAA, « SUCAF Côte d’Ivoire Sucrerie Africaine Côte d’Ivoire », SOMDIAA,

L’agroalimentaire en Afrique pour l’Afrique. [En ligne]. Disponible sur :

http://www.somdiaa.com/groupe/filiales/sucaf-ci/. [Consulté le : 20-juill-2018].

[3] Association française de Normalisation (AFNOR), « INSTALLATIONS ÉLECTRIQUES A

BASSE TENSION-GUIDE PRATIQUE Installations photovoltaïques ». Union Technique de

l’Électricité (UTE) -Tour chantecoq-5, rue chnatecoq-92808 Puteaux Cedex, Février-2008.

[4] Association française de Normalisation (AFNOR), « UTE C13-205 : Installations électriques à

haute tension-GUIDE PRATIQUE : DÉTERMINATION DES SECTIONS DE

CONDUCTEURS ET CHOIX DES DISPOSITIFS DE PROTECTION ». Union technique de

l’Électricité, Immeuble Lavoisier, 92052 Paris défense cedex, Juilet-1994.

[5] Équipes de MyShop-Solaire, « Quelle différence entre des panneaux solaires mono et Poly ? »

[En ligne]. Disponible sur : https://www.myshop-solaire.com/quelle-difference-entre-des-

panneaux-solaires-mono-et-poly--_r_80_a_182.html. [Consulté le : 08-août-2018].

[6] « COTE_D_IVOIRE - FERKESSEDOUGOU : Climat, températures, précipitations,

ensoleillement », Levoyageur. [En ligne]. Disponible sur : http://www.levoyageur.net/climat-

ville-FERKESSEDOUGOU.html. [Consulté le : 07-nov-2018].

[7] SMA Solar Technology, « Solutions pour des centrales photovoltaïques rentables ».

[8] Ingeteam Power Technology, S.A., « Solar Energy Solutions Product Catalogue .» 2016.

[9] Stéphane Vidal, « RETOUR D’EXPÉRIENCE SUR 77 ÉTUDES DE CAPACITÉ DE

PRODUCTION DE CENTRALES PHOTOVOLTAÏQUES EN FONCTIONNEMENT ».

KiloWattsol, déc-2015.

[10] Pr Yao AZOUMAH, Dr Bachir Ismaël OUEDRAOGO, ING. Sidiki SIMPORE, Ing. Francis

SEMPORE, Dr Marie SAWADOGO, et Dr Sylvie MOURAS, « ÉTUDE COMPARATIVE DE

LA VIABILITÉ DES TECHNOLOGIES DE PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ EN

AFRIQUE DE L’OUEST EN UTILISANT LE LCOE : CAS DU BURKINA FASO », Institut

International d’Ingénierie de l’Eau et de l’Environnement, Ouagadougou-Burkina-Faso,

Memoire, juin 2014.

[11] Christoph Kost, Shivenes Shammugam, Verena Jülch, Huyen-Tran Nguyen, et Thomas

Schlegl, « LEVELIZED COST OF ELECTRICITY RENEWABLE ENERGY

TECHNOLOGIES ,» p. 1‑32, mars 2018.

[12] U. S DEPARTMENT OF ENERGY, « DOE OFFICE OF INDIAN ENERGY: LEVELIZED

COST OF ENERGY (LCOE) », p. 1‑9.

40 | P a g e




IX.ANNEXES

Sommaire des annexes

Annexe n° 1 : légende générale de l’ensemble des schémas unifilaires

Annexe n° 2 : schéma unifilaire des onduleurs SMA Technology de la centrale PV de 5,44 MWc

Annexe n° 3 : détail de connexion de la boîte de raccordement sunny string-monitor 16

Annexe n° 4 : schéma unifilaire des onduleurs Ingeteam de la centrale PV de 5,44 MWc

Annexe n° 5 : détail de connexion de l’onduleur Ingeteam n°1 et boîte de raccordement INGECON

SUN StringBox240

Annexe n° 6 : schéma unifilaire de raccordement du parc batterie aux onduleurs chargeurs

de la centrale PV de 5,44 MWc

Annexe n° 7 : détail de connexion d’un onduleur chargeur de la centrale PV de 5,44 MWc

Annexe n° 8 : schéma unifilaire des cellules HTA type SM6

Annexe n° 9 : schéma unifilaire de raccordement de la centrale PV de 5,44 MWc au réseau

électrique HTA de la SUCAF-CI

Annexe n° 10 : fiche technique de la boîte de raccordement sunny string-monitor 16

Annexe n° 11 : support des modules PV

Annexe n° 12 : fiche technique de la boîte de raccordement stringBox 240

Annexe n° 13 : les différents dispositifs de protections

Annexe n° 14 : carnet de câbles

Annexe n° 15 : choix des supports et armements

Annexe n° 16 : le bilan calcul des sections de câbles

S.P

.D

Parafoudre

Sunny String-Monitor N°2

Boîte raccordementPhotovoltaïque

Element (élt) de batterie

Bus bidirectionnel

Bus unidirectionnel

Panneau solairePhotovoltaïque

Parafoudre

Onduleur chargeur DC/AC

Bornier intermédiaire

Bornier général de mise à la terre

Mise à la terre

Onduleur non chargeur DC/AC

C.P.V : Centrale Photovoltaïque

D : Disjoncteur

Sect.P.bat : Sectionneur Porte fusible Batterie

Inter.Sect : Interrupteur Sectionneur

Borne positive

Borne négative

Point de connexion de canal mesure

T0 suite du schéma à T0I.A.T : Interrupteur aérien télécommandé

Légende général de l'ensemble des schémas

I.A.C.M : Interrupteur Aérien à Commande Manuelle

ASUS

Typewritten text

Annexe n° 1 :

ASUS

Typewritten text

légende générale de l’ensemble des schémas unifilaires

Sunny central SMASunny central SMA

BUS ACBUS AC




Sunny String-Monitor 16 N°1

........................................................................................... .............................................. ............................................

S.P

.D



- 252 strings de 18 modules en séries (C.P.V N°2)

- 252 strings de 18 modules en séries (C.P.V N°2)

Schéma unifilaire N°2 :

C.P.V N°2C.P.V N°1A C

Strings 1 à 14

L2 L3

S.P

.D

S.P

.D

S.P

.D

S.P

.D

S.P

.D

Strings 1 à 14 Strings 1 à 14 Strings 1 à 14 Strings 1 à 14 Strings 1 à 14

Usortie : 36 kV Usortie : 36 kV

BUS DC BUS DC

Légende n°2 :

- A : Début tronçon A - B

- C : Début tronçon C - D

4 m

m²

4 m

m²

4 m

m² 4 m

m²

95 mm² Alu 95 mm² Alu

6 mm² 6 mm² 6 mm² 6 mm²

2,5 mm² 2,5 mm²

2,5 mm² 2,5 mm² 2,5 mm² 2,5 mm²

2,5 mm² 2,5 mm² 2,5 mm² 2,5 mm² 2,5 mm² 2,5 mm²

4 mm

²

4 mm

²

4 mm

²

4 mm

²

4 mm

²

4 mm

²

Sortie onduleur :Pn à 40°C 1300 kVAPn à 25°C 1375 kVAFrequence = 50 HzRendement = 97,7%


25 mm² 25 mm²

16 mm² 16 mm² 16 mm²

16 mm² 16 mm²

6 mm² 6 mm²

14 strings14 strings

ASUS

Typewritten text

Annexe n° 2 : schéma unifilaire des onduleurs SMA Technology de la centrale PV de 5,44 MWc

Contrôle courant string

+F1

+F2

+F14

-F1

-F2

-F14

+

+

+

-

Boîte de raccordement Sunny string-monitor 16

-F16

+F16+

-

--

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

String 1

String 2

String 14

Légende n°6

- F1 : Fusible 1

Protection contre les surtensions

1

1

1

1

Ca

nal d

e mesu

re string

Ca

nal d

e mesu

re string

Ca

nal d

e mesu

re strin

g

Connection onduleur sunny central

Panneau solairePhotovoltaïque

ou

con

trô

leur

Canal de mesure

ProtectionSurintensité

ProtectionSurintensité

Détail de branchement de la boîte de raccordement Sunny string-monitor 16


S.P

.D

ASUS

Typewritten text

Annexe n° 3 : détail de connexion de la boîte de raccordement sunny string-monitor 16

BUS DC

BUS AC

Onduleur Ingeteam 1

D.CPV N°1

...........................................................................................

BUS DC

Ingeteam stringBox 240 N°5

.........................................................................................................................

S.P

.D

BUS AC

D.CPV N°2

As

BsA's

B's

Strings 1 à 20


- 200 strings de 23 modules en séries (onduleur Ingeteam 1)

- 200 strings de 23 modules en séries (Onduleur Ingeteam 2)

T3

T1

T2

L0

L1

S.P

.D

S.P

.D

S.P

.D

S.P

.D S.P

.D

Strings 1 à 20 Strings 1 à 20

Strings 1 à 20 Strings 1 à 20 Strings 1 à 20

Usortie onduleur578 V

Usortie onduleur578 V

Légende n°3 :

- Tronçon A's - B's

- Tronçon As - Bs


Ingeteam stringBox 240 N°10 Ingeteam stringBox

240 N°5 Ingeteam stringBox 240 N°1


5G240 mm²

5G240 mm²

1600 APDC 70kAMotorisé



4 m

m²

4 m

m²

4 m

m²

4 mm² 4 mm² 4 mm²

6 mm² 6 mm²

6 mm² 6 mm²

1,5 mm

²

1,5 mm

²

1,5 mm

² 1,5 mm² 1,5 mm² 1,5 mm²

4 mm

²

4 mm

²

4 mm

²

4 mm

²

4 mm

²

4 mm

²

1,5 mm² 1,5 mm² 1,5 mm²

1,5 mm² 1,5 mm² 1,5 mm²


25 mm²

25 mm²

16 mm² 16 mm²

16 mm² 16 mm²

16 mm² 16 mm²

6 mm²

6 mm²

20 branches20 branches

Onduleur Ingeteam 2

ASUS

Typewritten text

Annexe n° 4 : schéma unifilaire des onduleurs Ingeteam de la centrale PV de 5,44 MWc

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

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+-

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+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

+-

Onduleur non chargeur C.P.V N°3.1 Master

M

A

B

C

D E

F

G

15-

3-

2-1-

2+3+

15+

L1L2L3

+F1

+F2

+F3

+F20

+F24

Input 20

Input 24

Input 3

Input 2

Input 1 -

+

+F1

+F2

+F3

+F20

+F24

Input 20

Input 24

Input 3

Input 2

Input 1

-

+

1+

Boîte de raccordement INGECON SUN StringBOX 240

S.P

.D

Détail de branchement de l'onduleurIngeteam 1

et boîte de raccordement INGECONSUN StringBox 240

Borniergénéralde terre


A : Fusible DC

B : Interrupteur DC motorisé

C : limiteurs surtension DC

D : onduleur DC/AC

E : Filtre

F : Limiteur de surtension AC

G : Interrupteur magnétothermique AC

ASUS

Typewritten text

Annexe n° 5 :

ASUS

Typewritten text

détail de connexion de l’onduleur Ingeteam n°1 et boîte de raccordement INGECON SUN StringBox240

BUS AC

D2

..........................................................

Contrôleur Permanent d'Isolement Photovoltaïque

Légende n°1 :

JDB Storage

AG

H P

V

CP

I AL

490 P

V

0

Bs

L0

T3

L1

Es

0

Onduleur chargeur 2

BUS DC

BUS AC

BUS AC BUS AC

Sec

t.P.b

at 3

Sec

t.P.b

at 1

Transformateurélévateur

Usecondaire 36 kV

System

- Nombre de batteries en série : 513 éléments de batterie 4700 Ah, 2V par onduleur chargeur

- Nombre de branches : 1 branche d'élément de batterie de 4700 Ah, 2V par onduleur chargeur

AG

H P

V

CP

I AL

490 P

V

-Tronçon Cs-Ds

-Tronçon Bs-Es

- 0 : Début tronçon 0-1

-D2 : Disjoncteur 2

-D1 : Disjoncteur 1

20

00

A1

50

0 vd

c


3200 A Motorisé

D4

9 G 185 mm²

5G240 mm² 5G240 mm²

5G

240

mm

²

95 mm² Alu

Parc batterie 4700 Ah, 1026 V;

élt 4700 Ah, 2V

Autonomie : 1 jour

Sortie onduleur chargeur :Pn à 50°C 855,8 kVAPn à 30°C 950,9 kVAFrequence = 50 HzRendement = 98,9%

:

50 mm²

50 m

m²

BUS AC

D3

T2

BUS DC


5G240 mm²

25 mm²

..........................................................

Sect.P.bat 2

2000A1500 vdc

Parc batterie 4700 Ah, 1026 V

élt 4700 Ah, 2V

Autonomie : 1 jour

T1 25 mm²

Onduleur chargeur 3

35 mm²

35 mm²

35 mm²

579,5 V / 36 kV3150 kVA

ASUS

Typewritten text

Annexe n°

ASUS

Typewritten text

6 : schéma unifilaire de raccordement du parc batterie aux onduleurs chargeurs de la centrale PV de 5,44 MWc

M

FIL

TR

EF

ILT

RE

RST

Onduleur chargeur N°1

Storage input

+

-

..........................................................

Sect.P.bat 3

A : Fusible DC

B : Interrupteur DC motorisé

C : Limiteurs surtension DC

AB C

Légende n°6

Détail de branchement de l'onduleur chargeur

T0

BU

S D

C

2000A1500 vdc

mm²16

mm²16

élt 4700 Ah, 2V

Parc batterie 4700 Ah, 1026 V

Autonomie : 1 jour25 mm²

ASUS

Typewritten text

Annexe n°

ASUS

Typewritten text

ASUS

Typewritten text

7 :

ASUS

Typewritten text

détail de connexion d’un onduleur chargeur de la centrale PV de 5,44 MWc

QM CM2 GBC-B DM1-Z QM CM2 GBC-B DM1-Z QM CM2 GBC-B DM1-Z

Wh Wh

Storagesystemprotection

C.P.V N°1protection

C.P.V N°2 protection

JDB C.P.V

B D1

2'2

0

2'2- Cellules de protections de la centrale PV


L2 L3

BUS AC BUS AC

Légende n°5 :

Wh Compteur d'énergie

- 1 : fin tronçon 0-1

- B : fin tronçon A-B

- D : fin tronçon C-D

- Tronçon : D- 2

- Tronçon : D- 2'

- Tronçon : B - 2

- Tronçon : B - 2'

- Tronçon : 1 - 2

- Tronçon : 1 - 2'

Wh

Câble Alu 95 mm² Câble Alu 95 mm²

Câb

le A

lu 9

5 m

m²

Câb

le A

lu 9

5 m

m²

Câb

le A

lu 9

5 m

m²

Câble Alu 95 mm² Câble Alu 95 mm²C

âble Alu 95 m

m²

U = 33 kVU = 33 kV U = 33 kV

BUS AC

Compteur d'énergieItron Ib = 1AImax = 10 A



ASUS

Typewritten text

Annexe n° 8 : schéma unifilaire des cellules HTA type SM6

TA1 TA 2

POSTE CIELIGNE 133 kV- 4MW

C I E LIGNE 2VILLAGE A33 kV - 4 MW

COMPLEXE SUCRIER DE FERKE 2

IACM 114

IACM 112

Station L12000 kVA

Station L21600 kVA

Village B300 kVA

Village cadre630 kVA

Village C1630 kVA

Graissage300 kVA

Station B3 /Exhaure1000 / 1000 / 300 kVA

Station B21000 / 1000 / 1600 kVA

Station B11600 / 1600 / 25 kVA

Village C21000 kVA

003

5,5 kV / 33 kV5,5 kV / 33 kV

Jeu De Barre 5,5 kV

IACM 138002 IACM 004 IACM 120 IACM 108

IACM 104

IACM 110 IACM 134 IACM136

I . A . T N°1200A 33 kV

I . A . T N°2200 A, 33 kV

IACM 100IACM 102

USINE F1

106 132 135

137127

125123121131130

126 128 124 122 116

B3/2B3/1 B2/1 B2/2 B2/3 B1/1 B1/2 B1/3

3'3

4'4

2 2'- Raccordement de la centrale PV

Schéma unifiliare N°4 :

au réseau électrique de la SUCAF-CI

- Tronçon :

Légende n°4 :

3 - 4

- Tronçon : 3' - 4'

- 2', fin tronçon : JDB C.P.V - 2'

- 2 , fin tronçon : JDB C.P.V - 2

- I.A.T : Intérrupteur aérien télécommandé

- JDB : Jeu De Barre

- C.P.V : Centrale Photovoltaïque

- TA : Turboalternateur

: Compteur d'énergie C.I.E

D7D6

D15D1

Câble Alu 95 mm²

Câble A

lmélec 54,6 m

m²

Câble Alu 95 mm²

Câble A

lmélec 54,6 m

m²

lign

e ut

ilis

ée e

n ca

mpa

gne

: nov

embr

e à

mi-

avri

let

en

inte

rcam

pagn

e : m

i-av

ril à

mi-

juill

et

ligne utilisée en intercampagne

mi- juillet à novem

bre

: En cours de réalisation

ASUS

Typewritten text

Annexe n°9 : schéma unifilaire de raccordement de la centrale PV de 5,44 MWc au réseau électrique HTA de la SUCAF-CI

29

Données techniques Sunny String-monitor 24

Entrée (DC)Tension d’entrée max.Nombre de canaux de mesureCourant de string max. par canal de mesureCourant nominal des fusibles string

Caractéristiques des fusiblesType de fusiblesNombre d’entrées stringNombre de fusibles stringRaccordement de câble string

Zone étanche du presse-étoupe Type de connecteur à ficheSortie (DC)Tension de sortie max.Courant de sortie max.Sortie DCType de borneSection du conducteurRaccordement à la barre omnibusNombre de sorties DCDonnées généralesIndice de protection (selon IEC 60529)Matériau de l’armoire

Classe de protection (selon IEC 62103)Dimensions du répartiteur mural (L / H / P)

Poids du répartiteur mural (selon configuration)Plage de température de fonctionnementValeur maximale admissible d’humidité relative (sans condensation)Altitude max. d’exploitation au-dessus du NMMCommunicationSaisie de donnéeséquipementInterrupteur-sectionneurInterrupteur-sectionneur avec contact de signalisationInterrupteur-sectionneur avec déclenchement à distanceParafoudreMontage sur socleEntrée numérique

Équipement de série Équipement en option — non disponibleDésignation de type

1 000 V24

25 A6 A, 10 A, 12 A, 15 A,

20 A, 25 A, 30 AgPV

10 x 3824 / 4824 / 48

Presse-étoupe / connecteur à fiche5 mm … 10 mm

Sunclix 6 mm² / Sunclix 16 mm²

1 000 V280 A

Barre omnibus / borneBride à étrier en V Al / Cu

25 mm² ... 400 mm²Cosses à œillet M12

1 / 2

IP54Plastique renforcé par fibres de

verreII

1 058 mm / 848 mm / 245 mm (41,65 / 33,39 / 9,65 inch)

70 kg / 154,3 lb-25 °C ... +50 °C

0 % ... 95 %

2 000 mRS485

Synchronisation par broadcast

Type 2 / combiné (1/2)

Surveillance Parafoudre

SSM24-21

1 000 V8

25 A6 A, 10 A, 12 A, 15 A,

20 A, 25 A, 30 AgPV

10 x 388 / 16 / 24 / 32 / 488 / 16 / 24 / 32 / 48



1 000 V200 A



1 / 2


verreII

1 058 mm / 848 mm / 245 mm (41,65 / 33,39 / 9,65 inch)

70 kg / 154,3 lb-25 °C ... +50 °C

0 % ... 95 %

2 000 mRS485




SSM8-21

1 000 V16

25 A6 A, 10 A, 12 A, 15 A,

20 A, 25 A, 30 AgPV

10 x 3816 / 32 / 4816 / 32 / 48



1 000 V280 A



1 / 2


verreII

1 058 mm / 848 mm / 245 mm (41,65 / 33,39 / 9,65 inch)

70 kg / 154,3 lb-25 °C ... +50 °C

0 % ... 95 %

2 000 mRS485




SSM16-21

Sunny String-monitor 8 Sunny String-monitor 16

ASUS

Rectangle

ASUS

Call Out

Boîte de raccordement SMA technology choisi

ASUS

Rectangle

ASUS

Rectangle

ASUS

Typewritten text

Annexe 10 : fiche technique de la boîte de raccordement sunny string-monitor 16

TRI-STAND châssis surélevé

1956 mm

15°

80

0m

m

Fondation en bétonFondation en bétonFondation en bétonFondation en béton

4000 mm

ASUS

Typewritten text

Annexe n°11 : support des modules PV

SUN

1,000 V 1,500 V

StringBox 160 StringBox 240 StringBox 320 StringBox 160 StringBox 240 StringBox 320

InputMaximum number of input strings 16 24 32 16 24 32

Rated current per string 10 A 10 A 10 A 10 A 10 A 10 A

Maximum current per string 12 A 12 A 12 A 12 A 12 A 12 A

Number of protection fuses 2 x 16 2 x 24 2 x 32 2 x 16 2 x 24 2 x 32

Type of fuses gPV fuses, 10 x 38 mm, 30 kA gPV fuses, 10 x 85 mm, 30 kA

Maximum DC voltage 1,000 V 1,500 V

Inlet connectionsM32 cable glands (n.4 cables entry diameter: 3.5 to 7 mm for each

cable gland) with Direct connection on fuse holdersM32 cable glands (n.4 cables entry diameter: 3.5 to 7 mm for each

cable gland) with Direct connection on fuse holders

OutputRated total current 160 A 240 A 320 A 160 A 240 A 320 A

Maximum total current (1) 192 A 288 A 384 A 192 A 288 A 360 A

Outlet connectionsUp to 2 pairs of M50 cable glands (cable diameter: 27 to 35 mm)

with direct connection on copper platesUp to 2 pairs of M50 cable glands (cable diameter: 27 to 35 mm)

with direct connection on copper plates

DC switch disconnect rating 250 A 400 A 500 A 315 A 400 A 500 A

Grounding

Grounding connection M16 cable gland (cable diameter: 4.5 to 10 mm) M16 cable gland (cable diameter: 4.5 to 10 mm)

General Information

Enclosure typeOutdoor use, insulating cabinet

(polyester reinforced with fiberglass)Outdoor use, insulating cabinet

(polyester reinforced with fiberglass)

Protection rating IP65 IP65

Impact strength IK10 IK10

Operating temperature range -20 ºC to +55 °C -20 ºC to +55 °C

Relative humidity (non-condensing) 0 to 95% 0 to 95%

Maximum altitude (2) 3,000 m a.s.l. 3,000 m a.s.l.

DC switch handle External (front) access, lockable in open position External (front) access, lockable in open position

Consumption 0 W 0 W

Weight 27 kg 43 kg 44 kg 32 kg 46 kg 48 kg

Marking CE

EMC and security standards EN 61000-6-4, EN 61000-6-2, EN 50178

LV Switchgear standards IEC 61439-1, IEC 61439-2

Electric shock protection Class II equipment

StringBox 160 StringBox 240 / 320

Size (mm)

Notes: (1) Over 50 ºC ambient temperature, the current will be reduced at the rate of 3.5% every °C up to 55°C. (2) Please contact Ingeteam for altitudes higher than 3,000 m.

1,03

5

835

300

835

635300

ASUS

Rectangle

ASUS

Call Out

Choix de boîte de raccordement Ingeteam

ASUS

Typewritten text

Annexe 12 : fiche technique de la boîte de raccordement stringBox 240

Annexe n°13 : les différents dispositifs de protections

Tenant Aboutissant Protections Nombre

Parc batterie N°1 Onduleur chargeur

N°1

Sectionneur Porte fusible 2000A,

1500 VDC

1

Onduleur chargeur N°1 JDB N°1 Disj 1600A, PDC = 70 kA 1

Parc batterie N°2 Onduleur chargeur

N°2

Sectionneur Porte fusible 2000A,

1500 VDC

1

Onduleur chargeur N°2 JDB N°1 Disj 1600A, PDC = 70 kA 1

Sous-ferme solaire N°1 Onduleur 1 Ingecon Sun stringbox 240,

1500V ;

fusible string de 12A

10

Onduleur 1 JDB N°1 Disj 1600A, PDC = 70 kA 1

Sous-ferme solaire N°2 Onduleur 2 Ingecon Sun stringbox 240,

1500V, fusible string de 12A

10

Onduleur 2 JDB N°1 Disj 1600A, PDC = 70 kA 1

JDB N°1 Transfo 3150 kVA

Disj 3200A, PDC = 70 kA 1

Interrupteur sectionneur 3200A,

PDC = 135 kA

1

Transfo 3150 kVA JDB N°2

QM 1

CM2 1

GBC-B 1

DM1-Z 1

Sous-ferme solaire N°3 Onduleur 3 Sunny string monitor 16,


18

Onduleur 3 JDB N°2

QM 1

CM2 1

GBC-B 1

DM1-Z 1

Sous-ferme solaire N°4 Onduleur 4 Sunny string monitor 16,


18

Onduleur 4 JDB N°2 QM 1

CM2 1

GBC-B 1

DM1-Z 1

Début tronçon 3’- 4’ Fin tronçon 3’- 4’ IAT : 200 A, 33 kV 1

Début tronçon 3 - 4 Fin tronçon 3 - 4 IAT : 200 A, 33 kV 1

Annexe n°14 : carnet de câbles

Tenant Aboutissant Longueur Sections de câbles

Parc batterie N°1 Onduleur chargeur N°1 4 m 2G35mm2 Cu

Onduleur chargeur N°1 JDB N°1 10 m 4G240mm2 +120mm2 Cu

Parc batterie N°2 Onduleur chargeur N°2 4 m 2G35mm2 Cu

Onduleur chargeur N°2 JDB N°1 10 m 4G240mm2 + 120mm2 Cu

Sous-ferme solaire N°1 Boîte de raccordement

« Ingecon Sun stringbox 240»

9 m 6 mm2 Cu

Boîte de raccordement

« Ingecon Sun stringbox

240»

Onduleur 1 15 m 6 mm2 Cu

Onduleur 1 JDB N°1 65 m 4G240mm2 + 120mm2 Cu


« Ingecon Sun stringbox 240»

9 m 6 mm2 Cu


« Ingecon Sun stringbox

240»


Onduleur 2 JDB N°1 65 m 4G240mm2 +120mm2 Cu

JDB N°1 Transfo 3150 kVA 50 m 9G185mm2 + 95 mm2 Cu


« Sunny string monitor 16 »

9 m 2,5 mm2 Cu


« Sunny string monitor

16 »



« Sunny string monitor 16 »

9 m 6 mm2 Cu


« Sunny string monitor

16 »


Annexe n° 15 : choix des supports et armements

Lignes Nom du support Support

d’arrêt

Support

d’angle

Support

d’ancrage

Armement

d’arrêt

Armement

d’angle

Armement

d’ancrage

Ligne

F1

PB.CPV.ASF11 Poteaux

béton

14-A-

800

MNA2X3150S

PB.CPV.ASF12 Poteaux

béton

14-A-

800

MNA2X3150S

Ligne

F2

PB.CPV.ASF21

Poteaux

béton

14-A-

1000

MNA2X2500S

PTO 138.CPV

Poteaux

béton

14-A-

3200

BRAS INCLINÉ

SUSPENDU, Effort

nominal (daN) : Q=95

& H 490

PTO

129.CPV.Acanton

Poteaux

béton 14-

A-1000

PTO

311.CPV.ASF22

Poteaux

béton 14-

A-1250

Annexe n° 16 : le bilan calcul des sections de câbles

C.P.V N°1 : Tronçon AB ; C.P.V N°2 : tronçon C-D Mode de pose Enterré (câbles armés)

Type nature du câble Polyéthylène Réticule (PR)

Courant d'emploi IB 32 A

Courant admissible Iz 20,13 A

Courant de court-circuit 12,1 kA

Longueur du tronçon A-B ou C-D 65 m

Section finale normalisée 95 mm²

Chute de tension 0,005%

Transformateur onduleur Ingeteam BT/HTA-JDB C.P.V (Sortie tous onduleurs Ingeteam) Mode de pose Enterré (câbles armés)


Courant d'emploi IB 65,7 A



Longueur du tronçon 50 m



Tronçon : JDB C.P. V – PB.CPV.ASF21 ou JDB C.P. V - PB.CPV.ASF11 Mode de pose Enterré (câbles armés)


Courant d'emploi IB 100,67 A



Longueur du tronçon 40 m



etude technico-économique d’une centrale solaire

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