Rendement des modules photovoltaïques
1-Rendement théorique des cellules photovoltaïques
2-Rendement d’une cellule # Rendement du module
3-Rendement théorique des modules
4-Rendement réel des modules
5-Variation du rendement des modules en fonction
de la température des cellule
Etude d'installation électrique et réalisation de l'armoire électrique TGBTSadokZgolli
Etude d'installation d'éclairage, prise de courants, dimensionnement de circuits et réalisation pratique d'un TGBT du restaurant KFC rapport et annexe
Contact :
https://www.linkedin.com/in/sadok-zgolli/
zgollisadok@yahoo.com
Commande par Backstepping d'un système photovoltaïque ON-GRID Achraf SAADAOUI
L’objectif de ce mini-projet concerne le développement d’une stratégie de commande robuste et efficace (Backstepping), pour l’optimisation du fonctionnement d’un système photovoltaïque connecté au réseau électrique. Cette stratégie de contrôle garantit des propriétés de stabilité et de robustesse en asservissement et en régulation.
Ce travail est centré sur l’amélioration des performances et du rendement des systèmes photovoltaïques raccordés au réseau, à travers l’utilisation d’algorithmes de contrôles avancés
pour la commande des interfaces de puissance DC/DC et DC/AC. La commande du convertisseur DC/DC permet la poursuite du point de puissance maximale MPPT du générateur
photovoltaïque en vue d’un meilleur rendement d'utilisation du générateur photovoltaïque. Le contrôleur de l’onduleur permet d’injecter un courant de sortie de forme sinusoïdale synchronisé au réseau électrique et d’améliorer la qualité d'énergie injectée au réseau. Cette commande proposée est validée par simulation sous l’environnement Matlab/Simulink.
ÉTUDE ET DIMENTIONNEMENT D’UN SUIVEUR SOLAIRE POUR LA GÉNÉRATION D’ÉNERGIE PVMohammed TAMALI
L’intérêt porté à l'énergie solaire, et à son
utilisation dans divers domaines, soit énergétiques, chimiques ou
même médicales, n'est pas nouveau, mais à cause de son
importance qui devenait plus évident chaque jour que son
précédent.
Dans ce contexte, on a essayé de trouver dans ce travail des
solutions pour bien optimiser l'utilisation de cette énergie en
contrôlant le panneau solaire et on le dirigeant vers le soleil,
perpendiculairement à ses rayons le long de sa durée de luminosité,
pour s’adapter à sa vitesse micro-régulière, cet ordre cosmique est
caractérisé par sa rigueur infinie, si on peut trouver des voies et des
lois physiques proches de point de vue précision et exactitude de ce
système, nous pourrons bien exploiter ses ressources et c'est ce qui
s'applique à la coordination du panneau solaire à la vitesse du soleil
et à la verticalité de ses rayons. Cela conduirait à la production
d’une grande capacité électrique qui augmente le rendement du
panneau solaire et donc, dispenser ou abaisser l’utilisation des
sources énergétiques traditionnelles (combustibles), cela conduit à
son tour à une diminution des émissions de gaz responsables de
l’effet de serre et à une maintenance de la stabilité du système
naturel.
Problème classique de synchronisation en algorithmesVirus237
Voici quelques problèmes classiques de synchronisation des processus et leurs solutions :
1. **Le problème du dîner des philosophes**:
- Modélise l'accès aux ressources partagées (comme des fourchettes pour manger).
- Cinq philosophes sont assis autour d'une table avec des assiettes de spaghetti glissantes.
- Chaque philosophe alterne entre manger et penser.
- Comment éviter l'interblocage où tous les philosophes essaient de prendre une fourchette en même temps ?
- Solutions possibles :
- Utiliser un sémaphore pour protéger les instructions après l'appel `think()`.
- Faire attendre les philosophes un montant de temps aléatoire avant de réessayer pour prévenir la privation.
- Cependant, ces solutions ne sont pas toujours efficaces.
- Le vrai aléatoire peut causer des problèmes dans des situations critiques (comme un réacteur nucléaire).
2. **Le problème des lecteurs et rédacteurs** :
- Plusieurs processus essaient d'écrire et lire à partir d'une base de données.
- Plusieurs lecteurs peuvent accéder simultanément à la base de données.
- Seul un rédacteur peut accéder à la base de données en écriture.
- Comment garantir l'exclusion mutuelle entre les rédacteurs et les lecteurs ?
- Solutions possibles :
- Utiliser des sémaphores pour gérer l'accès à la base de données.
- Différencier les sémaphores pour les lecteurs et les rédacteurs.
Ces problèmes illustrent les défis de la synchronisation dans les systèmes concurrents. Chaque solution a ses avantages et inconvénients, et le choix dépend du contexte et des exigences spécifiques¹. Si vous avez besoin de plus d'informations, n'hésitez pas à demander !
Source : conversation avec Copilot, 30/06/2024
(1) Problèmes classiques de synchronisation des processus - Achraf Othman. https://www.achrafothman.net/docs/se2.rt.chapitre%203.part2.pdf.
(2) Résoudre les problèmes de synchronisation dans Chrome. https://support.google.com/chrome/answer/9175737?hl=fr-FR.
(3) Diagnostiquer et résoudre les problèmes de synchronisation de Microsoft .... https://learn.microsoft.com/fr-fr/deployedge/microsoft-edge-troubleshoot-enterprise-sync.
(4) Quels sont les problèmes courants liés aux tâches de synchronisation ou .... https://kb.synology.com/fr-fr/DSM/tutorial/Synology_Drive_Client_issues_solutions.
(5) Synchronisation — Systèmes d'exploitation 2017.11.16 - CNRS. https://perso.liris.cnrs.fr/pierre-antoine.champin/enseignement/se/synchro.html.
Structure génétique et signatures de sélection déduites à partir des données de séquence génome entier chez les races bovines françaises à petits effectifs (Slim Ben-Jemaa, INRAE)
1. Projet de fin d'étude :
Etude d’une installation de pompage solaire
Réalisé par : Encadré par :
HMAIMESSA ISSAM Pr. Fouzia FARIJA
BOUFARA MOHAMED
Année universitaire : 2019/2020
2. • Introduction
• Objectif du projet
• Démarche de projet
• Concept lie au projet
• I. Le pompage solaire
• I.1. Pompage au fil de soleil
• I.2.Pompage avec stockage électrochimique « Batterie »
• II. Dimensionnement d’une installation de pompage solaire au fil de soleil
• II.1. Les donnés
• II.2. Hauteur Manométrique Totale
• II.3. La puissance électrique de la motopompe
• II.4. Chois du groupe motopompe
• II.5. Chois du variateur de vitesse
• II.6. Détermination du champ photovoltaique
• II.7. Dimensionnement du câble électrique
• II.8. Étude de rentabilité
• III. Simulation du système par le logiciel PVSyst V. 6,8
• conclusion
PLAN
3. • Problématiques de réchauffement climatique et à l’épuisement des énergies fossiles
• Utilisation des énergies renouvelables est devenu une priorité au niveau mondial
• Notre projet consiste à dimensionner un système photovoltaique qui va permettent un approvisionnement en
eau
INTRODUCTION
5. Objectif du projet
2
1
3
Réduire les coûts des factures
énergétiques
Contribuer au développement durable
et à la préservation de l’environnement
Avoir un autonomes énergétique
7. Identification les besoins journaliers en eau
Dimensionnement de chaque composante du système photovoltaïque nécessaire pour
satisfaire les besoins préalablement définis
Réalisation d’une étude économique et de rentabilité
Démarche de projet
9. • Les systèmes de pompage solaire permettent un approvisionnement en eau à partir d’une source à n’importe quel endroit
même si aucune source d’énergie n’est présente sur le site. La source peut être un bassin, un puit, un forage, une rivière,
un cours d’eau, etc
Pompage solaire
Pompage au fil de soleil
Pompage avec stockage
électrochimique
«Batterie »
I. Pompage solaire
10. • Le pompage au fil du soleil se caractérise par un débit
variable tout au long de la journée
• Le stockage se fait de manière hydraulique, l'eau
étant pompée, lorsqu'il y a suffisamment
d'ensoleillement, dans un réservoir au-dessus du
sol. Elle est ensuite distribuée par gravité au besoin.
I.1. Pompage au fil de soleil
12. • C’est la configuration la plus courante des systèmes photovoltaïques autonomes, elle comporte des batteries qui
emmagasinent l’énergie électrique produite par le générateur photovoltaïque au cours de la journée
• Le pompage photovoltaïque avec batterie, permet d’assurer une autonomie énergétique, et un débit constant selon la
demande,
I.2. Pompage avec stockage électrochimique «Batterie »
15. II.1. Les donnés:
• Site: Marrakech : latitude : 31,63° N ; longitude : -8°.
• Besoins en eau : 75 m3/jr.
• Caractéristique de puits et du réservoir :
• le rendement de la motopompe est 𝜼𝑴𝑷=65%.
• Coefficient de perte attribuable à la température ; à la poussière ; rendement de l’onduleur et la chute de tension en ligne. K=80%.
• Caractéristique du module :
• Le coefficient de température pour la tension (valeur algébrique) : 𝛽= -0.3538%/°C
Niveau statique(Ns) Niveau dynamique (Nd) Rabattement
(Rm)
Hauteur du réservoir
(Hr)
Perte de charge des
conduites
68 m 70 m 2 m 3 m 10% de (Nd+Hr)
Electrical Specifications
All data given for STC Irradiance of 100W/m² , spectrum AM 1.5 and cell
temperature of 25° C
Module Type Pm(W) Imp(A) Vmp(V) Isc(A) Voc(V) Module efficiency
TS260-P156-60 260 8.38 31.0 8.85 37.8 15.88%
16. La Hauteur manométrique totale :
HMT = Hg + Pch
La hauteur géométrique : Hg= Hr + Nd → Hg = 70+3=73 m
Les pertes de charge : 10% → Pch=7.3 m
Alors la hauteur manométrique totale vaut :
HMT = Hg + Pch= 73 + 7.3
ce qui donne : HMT=80.3 m
II.2. Hauteur manométrique totale
17. La puissance hydraulique :
𝑷𝒉𝒚𝒅 = 𝑪𝑯 × 𝑸𝒉 × 𝑯𝑴𝑻 ;
Avec :
𝑸𝒉 =
𝑸𝒋
𝑯
𝑯 =
𝑰𝒓𝒓(𝒌𝒘𝒉.
𝒎𝟐.𝒋𝒓
)
𝟏𝟎𝟎𝟎 (
𝑾
𝒎𝟐)
→
𝑸𝒉 =
75
𝟓.𝟎𝟏
= 15(𝑚3
ℎ)
𝑯 =
5.01×103
𝟏𝟎𝟎𝟎
= 5.01(ℎ
𝑗𝑟)
Application numérique :
𝑷𝒉𝒚𝒅 = 2.725 × 15 × 80.3 = 𝟑. 𝟑𝒌𝑾 ;
La puissance électrique de la motopompe
𝑷é𝒍𝒆 =
𝑷𝒉𝒚𝒅
𝜼𝑴𝑷
=
3.3
0,45
= 𝟕, 𝟑𝟑kW
Irradiation globale moyen entre 2005 et
2016 (𝒌𝒘𝒉.
𝒎𝟐.𝒎𝒐𝒊𝒔)
II.3. la puissance électrique de la motopompe
18. On choisit une pompe Pedrollo, de référence : 6SR12/11 et de caractéristique
𝑷 = 𝟕, 𝟓𝒌𝑾
𝑸𝒉 = 𝟏𝟖 𝒎𝟑
𝒉
𝑯𝑴𝑻 = 𝟖𝟖𝒎𝒄𝒆
II.4. Chois du groupe motopompe
19. On choisit un variateur de vitesse Brochure, de référence : ACS355-03E-23A1-4
Et de caractères
𝑃𝑁 = 11𝑘𝑊
𝑈𝐴𝐶 = 380𝑉
𝑈𝑀𝑃𝑃𝑇 = [250,800]V
𝐼𝑚𝑎𝑥 = 31𝐴
II.5. Chois du variateur de vitesse
20. Compatibilité en tension :
Le nombre maximum de modules dans une chaîne : 𝑵𝒎𝒂𝒙 =
𝑼𝒐𝒏𝒅 𝒎𝒑𝒑 𝒎𝒂𝒙
𝑼𝒄𝒐(𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆 à−𝟏𝟎°𝑪)
Avec : 𝑈𝑐𝑜(𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 à − 10°𝐶)= (1 -35(°C) x
β(%/°C)
100
) x 𝑈𝑐𝑜(STC)
= (1 -35 x
−0.3538
100
) x 37.8= 42.5V
Application numérique : 𝑁𝑚𝑎𝑥 =
800
42.5
= 18.82 = 𝟏𝟖 Module
Le nombre minimal de modules dans une chaîne : 𝑵𝒎𝒊𝒏 =
𝑼𝒐𝒏𝒅 𝒎𝒑𝒑 𝒎𝒊𝒏
𝑼𝒎𝒑𝒑(𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆 à+𝟕𝟎°𝑪)
Avec : 𝑈𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 à + 70°𝐶 = (1 +45(°C) x
β(%/°C)
100
) x 𝑈𝑚𝑝𝑝(STC)
= (1 +45x
−0.3538
100
) x 31=26.06V
Application numérique : 𝑁𝑚𝑖𝑛 =
250
26.06
=9.59=10 Module
II.6. Détermination du champ photovoltaïque
21. Compatibilité en courant :
Le nombre maximal de chaines 𝑵𝒄𝒉𝒂𝒊𝒏𝒆 =
𝑰𝒐𝒏𝒅 𝒎𝒂𝒙
𝑰𝒄𝒄 𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍
Application numérique : 𝑵𝒄𝒉𝒂𝒊𝒏𝒆 =
𝟑𝟏
𝟖.𝟖𝟓
= 3,50 = 3 chaine
Nombre totale des panneaux
On trouve le nombre total des panneaux par la relation : 𝑵𝑻 =
𝑷𝒄
𝑷𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆
Avec : 𝑃𝑐 =
𝑃𝑒𝑙𝑒
𝑘
=
7,5
0.8
= 9,375kW
Application numérique : 𝑵𝑻 =
𝑷𝒄
𝑷𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆
=
𝟗𝟑𝟕𝟓
𝟐𝟔𝟎
= 36,05 = 37 Module
Notre pompe est triphasé 380V, donc il faut que la tension du champ PV été supérieur à 380v. (13 x 31 = 403V)
Alors on Détermine un champ de 39 panneaux, 3 chaines et 13 panneaux en série.
II.6. Détermination du champ photovoltaïque
22. Entre le champ PV et le variateur de vitesse :
Les données :
• La distance entre le champ PV et local technique : l=20m
• La tension maximale du champ PV: 𝑈𝑚𝑎𝑥 = 37.8×13=491,4V
• Le courant max : 𝐼𝑚𝑎𝑥 = 8.85×3=26,55A
• La chute de tension : ∆U = 3%.
• La résistivité du cuivre : 𝜌 = 1.6 × 10−8
Ω.m.
On a ∆U=R×I et R= 𝜌
𝐿
𝑠
Les deux relations donnent R=
∆U
𝐼
= 𝜌
𝐿
𝑠
→ S=
𝜌×𝐿×𝐼
∆U
On calcul ∆U=0.03×491,4=14,742V
Application numérique : S=
1.6×10−8×(20×2)×26,55
14,742
=1,15𝑚𝑚2→ on prend 1,5𝑚𝑚2
II.7. Dimensionnement du câble
23. Entre le variateur de vitesse et la pompe :
Les données :
• La distance entre le variateur de vitesse et la pompe : l=75m
• La puissance sortie nominal du variateur de vitesse : 𝑃𝑁=11kW = 3. 𝐼. 𝑈𝐴𝐶
• La tension : 𝑈𝐴𝐶=380V
Le courant max : 𝐼 =
𝑃𝑁
3𝑈𝐴𝐶
=16,71A
La chute de tension : ∆U=3%. → ∆U=0.03×380=11.4V
La résistivité du cuivre : 𝜌 = 1.6 × 10−8Ω.m.
Application numérique : S=
1.6×10−8×(75×2)×16,71
11.4
=3,51𝑚𝑚2→ on prend 4𝑚𝑚2
II.7. Dimensionnement du câble
24. L’ancien système I : « Pompage avec gaz du butane »
Le besoin journalier en eau « 75 𝑚3 » est assuré par 3 bouteilles de butane, Chaque bouteille coûte 40 MAD.
Donc la facture énergétique journalière sera 120 MAD. D’où la facture annuelle est de 43 800 MAD.
Nouveau système II : « Pompage solaire »
Le nombre d'années d'exploitation : 20 ans.
Le cout d’investissement initial est 89 542 MAD, et le coût approximatif de maintenance est 1000 MAD/ans.
Elément Prix unitaire en MAD Quantité Prix total en MAD
Panneau PV 260 Wc 1200 28 33600
Variateure de vitesss sans micro-
console (estandard)
16422 1 16422
Groupe motopompe 32520 1 32520
Autres (main d’œuvre, tubes, PVC,
câbles, etc.)
7000 1 7000
89542
II.8. Etude de Rentabilité
25. Comparaison entre les deux système
Délais de récupération du capital investi S=(42 800 × 2) + (
42 800
12
× 2)= 92 733.33 MAD c'est-à-dire 2 ans et 2 mois
Années Début 1 2 3 4 5
la facture énergétique annuelle Système
I
43 800 43 800 43 800 43 800 43 800
la facture énergétique annuelle Système
II (maintenance)
1 000 1 000 1 000 1 000 1 000
Panneau PV 260W -33 600
Variateur de vitesse sans micro-console -16 422
Groupe motopompe -32 520
Autres charges d'acquisition -7 000
COUT D'INVESTISSEMENT initial -89 542
CASH-FLOW -89 542 42 800 42 800 42 800 42 800 42 800
II.8. Etude de Rentabilité
27. • Pour une étude plus précise
nous avons fait une simulation
du système par le logiciel le plus
utile par l’ingénieur pour la
conception des systèmes PV,
c'est pvsyst version 7.
• en commence par le choix du
système pompage, et les donnés
métrologique à l'aide de base de
donné inclus dans le logiciel
III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
28. • par la suite on détermine l'inclinaison 30° avec
le plan et une orientation plein sud
• Inclinaison de module
• Le logiciel nous donnons l'angle optimale par
rapport tout l'année pour un plan incliné fixe.
Qui nous permettrons d'avoir une très
importons irradiations tout l'année
• L irradiations reçu par chaque m^2 =23912 KWh
III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
30. Puissance hydraulique
• Puissance hydraulique donne par le logiciel = 2877 W
une valeur optimale
• 𝑷é𝒍𝒆 =
𝑷𝒉𝒚𝒅
𝜼𝑴𝑷
=
2.9
0.45
= 𝟔. 𝟒𝟒Kw
• On a choisie une pompe de la marque LOWARA a
courant alternative de 7kw et HMT 50 a 132mce
III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
• On choisie le module PV et le logiciel nous déterminer la
structure de champ PV
• On choisie le variateur MPPT qui devrai être compatible aux
structures de champ PV et pompe
• Les nombres de module qui faut installer : 37 PV la tension
minimale produit par le module est Vmpp 60°C =26.3V ,
tension maximal Voc 10C° = 42.6 V
32. III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
• Rapport
le logiciel détermine
automatiquement le système
compatible avec notre besoin et la
surface disponible ,Lorsque tous les
paramètres sont acceptables (les LED
sont toutes vertes ou orange), le
programme donne accès à la
simulation horaire.
33. III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
Le champ Photovoltaïque comme illustre dans la 1 ére page sera constitué de 36 page de modules
Photovoltaïque (monocristallin) répartis sur une surface de 38,9 m2 : 18 module en série 2chaines en parallèle
34. III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
a 4éme page du rapport de simulation
représente les pertes influençant la
production du systéme photovoltaïque à
savoir : les pertes ohmiques du câblage,
pertes dûe à la tempéature du champ
...,ainsi l’énergie injectée dans le réseau est
d’une valeur de 200 MWh
37. sujet:
Etude d’une installation de pompage solaire
Réalisé par : Encadré par :
HMAIMESSA ISSAM Pr. Fouzia FARIJA
BOUFARA MOHAMED
Année universitaire : 2019/2020