Rapport de stage ouvrier -...

GENIE ELECTRIQUE

SYNTHESE

PROJET DE MODELISATION ET D’OPTIMISATION TECHNICO-ECONOMIQUE DES

SYSTEMES PHOTOVOLTAÏQUES HYBRIDES

Elève : THIBAUD SIMON

Entreprise : CYTHELIA

La maison ZEN

350 route de la traverse

73 000 Montagnole

Dates du projet : Du 27/04/14 au 16/09/14

Tuteur entreprise : I. LOKHAT

Responsable école : N. NGO

Institut National des Sciences Appliquées de Strasbourg

SEPTEMBRE 2014

Remerciements Je remercie M.Benoit Lelong, directeur de Cythelia, de m’avoir donné la chance de

réaliser ce projet de fin d’études. Je remercie également M.Ismaël Lokhat, responsable

scientifique de l’entreprise, pour m’avoir apporté ses conseils et ses connaissances dans

les nombreux domaines qui ont été abordés.

Je remercie M.Alain Ricaud et tout les Cytheliens de m’avoir si bien accueilli dans leur

chaleureuse maison ZEN.

Je remercie Mme.Natacha Ngo, M.Jean-Michel Hube et M.Bertrand Boyer pour leur

écoute et leurs conseils lors d’une prise de décision difficile.

Je tiens enfin à remercier Mme.Anne Simon, son mari et ses enfants de m’avoir hébergé

pendant les cinq mois de ce projet.

Fiche d’objectifs

PROJET DE MODELISATION ET D’OPTIMISATION TECHNICO-ECONOMIQUE DES

SYSTEMES PHOTOVOLTAÏQUES HYBRIDES

Prendre connaissance du travail déjà réalisé sur le sujet en interne ;

Réaliser une bibliographie sur le sujet ainsi qu’une analyse approfondie des outils

commerciaux existants (logiciel HOMER) ;

Identifier les principales contraintes d’utilisation ;

Recenser les différents systèmes de contrôle-commande permettant d’optimiser la

gestion des groupes, en lien ou pas avec du stockage ;

Améliorer la modélisation existante aussi bien pour ce qui concerne la production

que la consommation : profils horaires ou sub-horaires ;

Réaliser des études de sensibilité.

Thibaud SIMON Projet de Fin d'Etudes P a g e | 2

Septembre 2014 CYTHELIA

RESUME

Dans de nombreux pays peu

électrifiés, les communautés et

industriels isolés du réseau sont

demandeurs de nouvelles solutions

pour s’affranchir des énergies fossiles.

L’hybridation des sources d’électricité

renouvelables et fossiles est donc de

plus en plus employée. Complexe et

coûteuse à l’investissement, elle

demande des outils spécifiques pour

son étude et son dimensionnement.

Ce projet de fin d’études a d’abord

permis de cerner les enjeux

techniques et économiques de

l’hybridation (énergie photovoltaïque,

groupes électrogènes diesel, stockage

électrochimique) en site isolé du

réseau. Par la suite, l’analyse des

outils logiciels existants a montré le

manque d’une solution qui prenne en

compte les contraintes réelles de

fonctionnement. Le projet a donc

finalement abouti à la modélisation,

l’implémentation et la simulation du

comportement des principaux produits

rencontrés sur le marché. L’outil de

calcul, crée à cette occasion, permet

maintenant d’étudier leurs influences

sur les résultats technico-

économiques d’un projet.

ABSTRACT

In many countries with poor access to

power, “off-grid” villages and

industries are asking for fuel-free

electricity. As a result, the number of

hybrid power plants with renewable

and non-renewable power-sources is

increasing. Because of the complexity

and high investment costs of this kind

of project, designing and forecasting

are calling for specific tools. This end

of studies project has lead to a

description of technical and

economical criteria of off-grid multi-

source (photovoltaic, diesel genset,

electrochemical storage) project

designing. The following step was the

comparison-work of existing software.

Conclusion of this analyse: none of

them take care about real functioning

restrictions. The final project’s step

was existing management system’s

modelling, implement and simulation.

It has lead to a calculation tool able to

analyse technical and economical

results of hybrid systems for different

source management strategies



SOMMAIRE

INTRODUCTION ....................................................................................................................5

1. OBJECTIFS ET DEROULEMENT DU PROJET ..............................................................6

1.1. UNE EXPERIENCE A CONCRETISER ......................................................................6

1.2. OBJECTIFS ET DEROULEMENT DU PROJET ...........................................................7

2. L’HYBRIDATION : UN BESOIN ECONOMIQUE .............................................................8

2.1. L’OBJECTIF DE L’HYBRIDATION ............................................................................8

3. PRECISIONS TECHNIQUES ET BIBLIOGRAPHIE ........................................................9

3.1. L’HYBRIDATION, LIMITEE PAR LA PENETRATION PHOTOVOLTAIQUE .........................9

3.1.1 Stabilité du mini-réseau ...................................................................................9

3.1.2 Sécurisation des groupes électrogènes .........................................................10

3.2. LES SYSTEMES DE CONTROLE-COMMANDE DEDIES .............................................11

3.2.1 Système à groupe électrogène dominant .......................................................12

3.2.2 Système à alternance onduleur batterie/ groupe ............................................13

3.2.3 Systèmes de type ASI ou en kit .....................................................................14

3.3. NECESSITE D’UN OUTIL D’ETUDE .......................................................................15

4. L’OUTIL DE CALCUL DE CYTHELIA ...........................................................................16

4.1. OBJECTIF : LA COMPARAISON FINANCIERES DES SYSTEMES HYBRIDES ................16

4.2. LES PRINCIPES DE BASES ................................................................................16

4.2.1 De l’échelle horaire à l’échelle annuelle .........................................................16

4.2.2 Une optimisation basée sur la puissance photovoltaïque installée .................17

4.3. LES PARAMETRES PRIS EN COMPTE ..................................................................17

4.4. ATOUTS ET LIMITES..........................................................................................18

5. LES SOLUTIONS LOGICIELLES ..................................................................................19

5.1. HOMER : LE LOGICIEL LE PLUS REPANDU .........................................................19

5.1.1 Les paramètres pris en compte......................................................................20

5.1.2 Les fonctionnalités .........................................................................................21

5.1.3 Modèles, méthodes, calculs ...........................................................................21

5.1.4 Les résultats ..................................................................................................22

5.1.5 Atouts et inconvénients, besoin rempli ...........................................................24

5.2. RETSCREEN ...................................................................................................25

5.2.1 Fonctionnalités ..............................................................................................25


5.3. SUNNY DESIGN ...............................................................................................27

5.3.1 Fonctionnalités ..............................................................................................27

5.3.2 Dimensionnement des onduleurs ...................................................................27


5.4. BILAN : LE BESOIN D’UN OUTIL INTERMEDIAIRE EST JUSTIFIE ...............................29

6. VERS UN NOUVEAU LOGICIEL...................................................................................31

6.1. PORTEE DE L’OUTIL HYBRIDE ............................................................................31

6.2. RESSOURCES EXISTANTES UTILISABLES PAR L’OUTIL HYBRIDE : ..........................31



6.3. ETAPES DE DEVELOPPEMENT ...........................................................................31

6.4. PORTEES DES MODELES DE SIMULATION ...........................................................32

7. LA MODELISATION D’UN SYSTEME DE CONTROLE-COMMANDE .........................33

7.1. ANALYSE DES SYSTEMES REELS .......................................................................33

7.2. MODELISATION SYSTEME GROUPE ELECTROGENE MAITRE ..................................33

7.3. RESULTATS DE SIMULATION : FUEL SAVE CONTROLLER .....................................35

7.4. MODELISATION ONDULEUR BATTERIES OU GROUPE MAITRE ................................36

7.5. RESULTATS DE SIMULATION : SYSTEME AVEC STOCKAGE ...................................37

7.6. REMARQUE SUR LES RESULTATS ......................................................................41

7.7. RETOURS SUR LA MODELISATION ET SES RESULTATS .........................................41

7.7.1 Conclusion sur l’impact de la stratégie de gestion sur le comportement à

l’échelle horaire ..............................................................................................................41

7.7.2 Sorties notables .............................................................................................43

7.7.3 Justification de l’utilisation d’un profil de gisement solaire synthétique ...........43

7.7.4 Impact de la stratégie de gestion sur les résultats économiques....................44

7.7.5 LA PROBLEMATIQUE DE L’OPTIMISATION ............................................................44

8. MARCHE DES INSTALLATIONS PHOTOVOLTAÏQUES HYBRIDES ..........................45

8.1. UN MARCHE AMBIGU ........................................................................................45

8.2. UN OUTIL POUR LES CONCEPTEURS ? ...............................................................46

8.3. UNE PLACE DANS LE DOMAINE DES MINI-RESEAUX (MICROGRIDS) ? ....................46

9. BILAN ET PERSPECTIVES ..........................................................................................48

CONCLUSION .....................................................................................................................49

INDEX ET ABREVIATIONS .................................................................................................50

BIBLIOGRAPHIE .................................................................................................................51

INTRODUCTION

En 2012 plus de 40 GW de groupes électrogènes à usage industriel (puissance supérieure à 500kVA)

ont été vendus dans le monde. La moitié était destinée à un usage en site isolé. Les pays,

communautés et les industriels d’Afrique, des îles, d’Inde ou encore d’Australie sont les principaux

demandeurs de ce type de solution. Aux yeux des investisseurs elle possède des avantages majeurs qui

expliquent son utilisation : faible investissement, faible complexité, continuité de service. Pourtant, avec

la montée des prix du pétrole, la facture énergétique est de plus en plus lourde, actuellement, environ

0.25€ 0 par kWh électrique produit par un groupe diesel et jusqu’à 0,7 € dans les zones difficiles

d’accès. A l’inverse la baisse des coûts liés à l’énergie photovoltaïque (de 2009 à 2013 le prix moyen

d’un module a diminué de 70%) rend son usage de plus en plus compétitif dans ces régions fortement

ensoleillées. C’est pourquoi, depuis peu, l’usage du photovoltaïque en site isolé connait un regain

d’intérêt, en particulier pour les usages à grande échelle (village, industrie). Les groupes électrogènes

sont toujours présents mais sont épaulés par la production solaire. Pour la stabilité du réseau les deux

sources, doivent donc produire ensemble et intelligemment : c’est l’hybridation.

En dehors de l’usage domestique, l’hybridation des sources d’énergies renouvelables et fossiles est

nouvelle (seulement dix systèmes FSC1 installés par le fabricant SMA). Le principal obstacle au

déploiement de ce type de solution à grande échelle est l’octroi de financements, fortement handicapé

par le manque de retours d’expériences. Ces financements sont nécessaires pour endosser

l’investissement encore important d’une installation photovoltaïque.

Des estimations financières précises sont donc nécessaires pour convaincre décideurs et organismes

de financement. Dans ce cadre l’entreprise Cythelia a déjà réalisé une étude de faisabilité pour le

compte de l’Agence Française de Développement au Burkina-Faso, concernant huit centrales

photovoltaïques, dont quatre ont fait l’étude approfondie sur la possibilité d’une hybridation . La

complexité du dimensionnement, même sommaire, d’une unité de production multi-sources a engendré

la création d’un premier outil de calcul prenant en compte les nombreux facteurs et permettant

d’analyser rapidement leurs influences respectives. Pressentant le besoin futur, Cythelia souhaite, par le

biais de ce projet de fin d’études, améliorer son outil.

1 F U E L S A V E C O N T R O L L E R – C H I F F R E S S M A



1. OBJECTIFS ET DEROULE MENT DU PROJET

1.1. UNE EXPERIENCE A CONCRETISER

En 2013, Cythelia réalise une étude de faisabilité concernant l’hybridation potentielle de quatre centrales

électriques, équipées de groupes électrogènes, au Burkina-Faso. Cette étude a été missionnée par

l’Agence Française de Développement qui souhaite soutenir la transition d’une production uniquement

basé sur des groupes électrogènes à une production en partie photovoltaïque. La Figure 1 décrit les

emplacements de ces centrales dans le pays.

Les centrales éloignées des zones urbaines,

donc du réseau centralisé, sont soumises aux

enjeux du fonctionnement hors réseau (off-

grid). La mission de Cythelia a été d’estimer

les coûts engendrés par l’hybridation de ces

centrales, connectées ou non, afin de

conseiller la SONABEL (société en charge de

la production d’énergie burkinabée) dans ses

choix futurs. Pour la réalisation de cette

mission un outil de calcul a été crée. Cet outil

permet de simuler sommairement le

fonctionnement d’une installation hybride afin

de déterminer les coûts qu’elle engendre.

Utilisé pour l’étude des centrales burkinabées, l’outil a fourni des résultats dignes d’intérêt. Par exemple,

la visualisation des coûts du kWh, pour deux solutions d’hybridation différente en fonction de la

puissance photovoltaïque installée, est visible sur la Figure 2. A partir de ces résultats il est donc

possible de définir quelle solution est la plus économique et pour quelle puissance photovoltaïque. La

variation de facteurs extérieurs au dimensionnement, coût du carburant par exemple, a ensuite permis

d’analyser la sensibilité correspondante des résultats.

Figure 2: Coût global du kWh produit par une centrale hybride avec et sans stockage. 2

Cythelia, en tant que concepteur du logiciel, souhaite maintenant développer cet outil et, à l’avenir,

l’intégrer à ARCHELIOS, son logiciel de dimensionnement photovoltaïque. L’entreprise espère ainsi

confirmer son entrée dans le domaine des installations photovoltaïques hybrides.

2 S O U R C E : C Y T H E L I A , E T U D E D E F A I S A B I L I T E ( 20 13 )

0.2

0.22

0.24

0.26

0.28

0.3

0.32

0.34

0.36

0.38

0.4

0 100 200 300 400 500 600 700

€/k

Wh

Puissance PV (kWc)

Cas moyenFuel Saver Stockage

Figure 1: Emplacement des sites concernés par l'étude



1.2. OBJECTIFS ET DEROULEMENT DU PROJET

Dans ce contexte, l’objectif de projet de fin d’études est d’apporter les données nécessaires au

développement futur d’un outil de dimensionnement et d’étude d’installations hybrides. Le groupe

électrogène étant un moyen de production d’électricité majoritairement employé en site isolé, aucune

autre source ne sera prise en compte dans cette étude hormis le stockage d’énergie. Les étapes de

recherche du projet ont été les suivantes :

a. Analyse des logiciels spécialisés existants. La première intention de ce projet a été de définir les

axes d’amélioration de l’outil déjà réalisé, par rapport aux solutions logicielles présentes sur le

marché. Cette analyse a permis de relever les fonctionnalités les plus intéressantes ainsi que le

besoin auquel elles répondent. A partir de ce travail, un besoin, a priori présent mais sans

réponse, a été mis en lumière. Ce dernier concerne le manque d’un logiciel prenant en compte la

réalité technique. Suite à ce constat, une recherche bibliographique sur les systèmes de

contrôle-commande a donc été entreprise.

b. Bibliographie des systèmes de contrôle-commande pour l’hybridation. Elle a englobé les

questions concernant les stratégies de commande et le comportement des groupes. Peu

d’informations sur les stratégies de commande ont pu être relevées, celles-ci ne sont d’ailleurs

pas toujours standards. Faites sur mesure elles ont donc certainement un impact sur les résultats

d’une installation hybride. A partir des donnés constructeurs rassemblées, deux systèmes

d’hybridation ont été modélisés.

c. Modélisation et simulation. Les modélisations ont été testées et comparées. L’objectif étant de

quantifier l’impact de la stratégie de commande sur les résultats de simulation.

d. Observation du marché et cahier des charges. A la lumière des conclusions tirées de des travaux

précédents et d’une étude sommaire du marché, le projet s’est conclu sur la rédaction d’un

cahier des charges destiné au développement d’un logiciel complet qui, fonctionnalité par

fonctionnalité, puisse répondre au besoin pressenti ou identifié.



2. L’HYBRIDATION : UN BESOIN ECONOMIQUE

2.1. L’OBJECTIF DE L’HYBRIDATION

Le groupe électrogène au diesel a toujours été le moyen le plus utilisé pour l’alimentation électrique des

sites isolés du réseau. Aisément installé et mis en fonction, bon marché, celui-ci est donc

particulièrement adapté dans les pays peu ou pas électrifiés et sans moyen d’acquérir d’autres

technologies de production d’énergie. Pourtant son exploitation entraine de fortes contraintes.

Coûts en carburant ;

Transport du carburant. C’est une problématique non négligeable lorsque l’on parle de site sans

accès routier comme c’est souvent le cas en site isolé du réseau. L’approvisionnement est donc

incertain et très dépendant des aléas naturels.

Coûts d’entretien et de maintenance. Ces coûts sont dus à l’acheminement des pièces de

rechanges et de personnel qualifié pas toujours présent sur place.

Depuis les débuts du développement photovoltaïque à l’échelle domestique, l’énergie solaire est

apparue comme un moyen de diminuer la consommation de carburant de ce type d’installation. L’apport

d’une énergie solaire gratuite permet de soulager le groupe voir de ne plus l’utiliser. Mais le coût

prohibitif des modules photovoltaïques a empêché un développement à grande échelle. Depuis une

dizaine d’année les tendances s’inversent. Entre 2003 et 2013 alors que le prix du pétrole est multiplié

par trois, le coût des modules photovoltaïques diminue de 80%. La Figure 3 permet d’évaluer ces

évolutions sur cette période.

Figure 3: Evolutions annuelles du prix du pétrole3 et du coût du kWc PV

4.

Ces changements se sont fais largement ressentir sur les coûts du kWh et l’hybridation photovoltaïque

devient de plus en plus intéressante.

3 S O U R C E : H T T P: / /P R I X D U B A R I L . C O M

4 S O U R C E : E T U D E C Y T H E L I A



3. PRECISIONS TECHNIQUES ET BIBLIOGRAPHIE

Une des tâches principale du projet a été de décrire le fonctionnement des systèmes d’hybridations

existants. La partie suivante présente comment l’hybridation de groupes électrogènes et de générateurs

photovoltaïques est possible sans système dédié. Les contraintes techniques qui la limitent, instabilité

du réseau entre autres, seront mises en lumière. Puis les systèmes d’hybridation rencontrés sur le

marché seront présentés. Il sera expliqué en quoi ils permettent d’augmenter la pénétration

photovoltaïque sans conséquences pour les autres équipements de production ni pour le réseau.

3.1. L’HYBRIDATION, LIMITEE PAR LA PENETRATION PHOTOVOLTAIQUE

L’hybridation de plusieurs sources d’électricité peut se faire naturellement par leur mise en parallèle.

C’est ce qui se passe classiquement lorsque des onduleurs photovoltaïques sont connectés sur un

réseau supporté par des sources bien plus puissantes (centrales nucléaire par exemple). Ces dernières

imposent tension et fréquence que suivent les onduleurs. La même chose peut être réalisée en site isolé

avec des groupes électrogènes. Les enjeux de l’hybridation sont alors de préserver la stabilité du réseau

et les sources en présence.

3.1.1 Stabil i té du mini -réseau

C’est la même problématique qui se pose sur des réseaux de très fortes puissances comme le réseau

Français. Actuellement, l’augmentation de la part d’énergies renouvelables dans le mix énergétique

force les gestionnaires du réseau à chercher de nouvelles solutions de gestion qui intègrent cet apport

de puissance intermittent, sans menacer l’équilibre de l’ensemble.

De la même façon, en réseau isolé, la stabilité des caractéristiques de fréquence et de tension dépend

de l’équilibre entre la puissance produite et la puissance absorbée. A très court terme (de l’ordre de la

milliseconde), cet équilibre est essentiellement maintenu par l’inertie des générateurs diesel. L’énergie

cinétique stockée dans les rotors permet d’absorber les variations brusques de la charge et donc de

limiter l’influence sur leur vitesse de rotation et de préserver la fréquence dans une plage acceptable. Le

système de régulation du groupe intervient alors pour rétablir la vitesse de consigne. Le générateur

photovoltaïque, quant à lui, n’a pas d’inertie et sa puissance de sortie varie presque aussi rapidement

que l’éclairement auquel il est soumis. Pour le réseau l’augmentation de la production PV est assimilable

à une diminution de la charge apparente et inversement. La production photovoltaïque apparait donc

comme une charge négative dont la puissance peut varier fortement. Il en résulte que la proportion

d’énergie photovoltaïque ne doit pas dépasser certaines limites sans quoi les groupes électrogènes ne

seraient pas capables d’absorber les variations de cette charge négative, dues à un passage nuageux

par exemple. Cette proportion est appelée le taux de pénétration photovoltaïque et correspond au

rapport de la puissance PV crête par la puissance nominale des groupes électrogènes de l’installation.

Dans le cas décrit ici, celle-ci ne doit pas dépasser 20% de la puissance totale des générateurs non

intermittents. De plus les constructeurs de systèmes d’hybridations définissent une puissance de réserve

tournante (spinning reserve) à respecter. Elle définit la somme des puissances nominales des groupes

électrogènes en marche et doit être supérieure ou égale à 110% de la charge au même instant.

Autrement dit, en cas de forte baisse de la production PV, les groupes électrogènes en marche doivent

êtres en mesure d’alimenter toute la charge, l’allumage d’un groupe supplémentaire étant loin d’être

instantané (plusieurs secondes, voire minutes).



3.1.2 Sécurisat ion des groupes électrogènes

L’hybridation doit prendre en compte les critères de fonctionnement des sources en présence. Les

groupes électrogènes imposent des contraintes d’usages qui, si non respectées, peuvent entrainer des

détériorations prématurées. Les principales contraintes sont décrites ci-après.

Le taux de charge. Il définit le rapport entre la puissance électrique produite par le groupe et sa

puissance électrique nominale de fonctionnement. Le fonctionnement à un taux de charge faible

entraine une détérioration rapide du moteur thermique. Les constructeurs préconisent

généralement de ne pas faire fonctionner un groupe à un taux de charge inférieur à 30%.

Le rendement. Il dépend du point de fonctionnement et donc du taux de charge. Celui-ci diminue

lorsque le taux de charge diminue. La Figure 4 montre que le rendement peut chuter de 23%

pour un groupe de 100kW fonctionnant à 25 % de sa puissance nominale.

Figure 4: Taux d’augmentation de la consommation par rapport à la consommation nominale

en fonction de la puissance du groupe pour différents taux de charge. [2]



3.2. LES SYSTEMES DE CONTROLE-COMMANDE DEDIES

Finalement le taux de pénétration photovoltaïque doit être limité si aucun système de commande n’est

mis en place. Ceci est du principalement aux problèmes de stabilité du réseau ainsi qu’au mode de

fonctionnement des groupes électrogènes. Pour augmenter la pénétration PV il convient donc de mettre

en place à un système de contrôle-commande qui puisse optimiser le fonctionnement des sources en

fonction de la demande. La Figure 5 présente la liste des principaux systèmes de contrôle-commande

pour installations hybrides. Ils se distinguent par rapport à leurs méthodes de contrôle des

caractéristiques fréquence/tension du réseau. Les fonctionnements en « groupe maître », « alternance

groupe/onduleur batterie » et en « Alimentation Sans Interruption » sont décrits plus bas.

Produit Fabricant Type

H-Pod Gelec Energy ASI

Ingecon EMS Plant Manager Ingeteam Groupe maître ou alternance

batteries/groupe

Fuel Save Kaco & Prettel Group Groupe maître

Fuel Save Controller SMA Groupe maître

Sunny Island + MultiClusterBox SMA Alternance batteries/groupe

Sunsy HPS Socomec ASI

HyGrid Donauer Groupe maître

Figure 5: Nom, fabricant et type des principaux systèmes d'hybridation

Un des objectifs de la recherche bibliographique des systèmes de contrôle-commande était la création

d’une base de données. A terme celle-ci doit rassembler les caractéristiques essentielles au

dimensionnement de ces derniers. Mais contrairement aux onduleurs ou aux modules photovoltaïques, il

existe peu de dénominateurs communs quantifiables pour établir des règles de dimensionnement

utilisables. Le dialogue avec les fabricants a mis en apparence le caractère sur mesure de plusieurs de

ces systèmes. Généralement basés sur des automates, les fonctionnalités, entrées et sorties évoluent

avec les besoins du projet. Cette partie décrit brièvement le fonctionnement général de ces systèmes et

donne les contraintes de dimensionnement qui ont pu être identifiées.



3.2.1 Système à groupe électrogène dominant

Au moins un groupe électrogène fonctionne et assure la formation du réseau. De même que dans le

fonctionnement décrit en Erreur ! Source du renvoi introuvable., les onduleurs suivent les

aractéristiques tension/fréquence imposées par ce mini-réseau.

Un système de contrôle permet de commander le point de fonctionnement des générateurs

photovoltaïque. Le système surveille constamment la charge ainsi que la production des groupes. La

puissance PV produite est alors adaptée pour respecter la réserve tournante, protéger les groupes d’un

retour de puissance et préserver la stabilité du réseau. Dans la plupart des cas, le système ne

commande pas directement le fonctionnement des groupes. Ces derniers sont gérés par un automate

indépendant ou manuellement. Si un automate est présent, le système d’hybridation permet

généralement de récupérer les données de fonctionnement des groupes grâce à un protocole de

communication entre automate (Modbus/TCP par exemple). A titre d’exemple, le système Fuel Save

Controller du fabricant SMA peut agir sur la commande des groupes indirectement en modifiant la

puissance PV délivrée. Pour cela le système doit connaître les règles de contrôle employées par

l’automate de gestion des groupes. Ce type de fonctionnement permet d’atteindre une forte pénétration

photovoltaïque, jusqu’à 60% sans risque pour le réseau ou les groupes.

Les paramètres à prendre en compte sont donc les suivants :

Types et nombre maximum d’onduleurs pilotables. Généralement seul un certain type d’onduleur

est pilotable par le système d’hybridation.

Accessibilité des données de fonctionnement des groupes par le dialogue avec leur automate de

contrôle.

Centralisation des points d’injection des groupes électrogènes. Dans le cas où les groupes n’ont

pas d’automates de contrôle, le système d’hybridation récupères les données de fonctionnement,

principalement la puissance injectée, grâce à des capteurs. Le nombre de capteurs dépend du

nombre de point d’injection des groupes. Certain systèmes sont limités par ce nombre.

Centralisation des consommateurs. La puissance consommée est connu grâce à des capteurs,

leur nombre dépend du nombre de départ vers les consommateurs. Certain systèmes sont

limités par ce nombre.

La puissance d’un tel système n’a pas de limitation particulière car il est simplement composé d’un

automate de commande dans lequel aucune énergie ne transite. La plupart des fabricants proposent

également une architecture comportant une unité de stockage de puissance, typiquement

électrochimique. Cette unité agit comme une réserve tournante et permet une plus forte pénétration PV.

En cas de fluctuation de charge ou de production PV, elle est capable de prendre le relais le laps de

temps nécessaire à l’allumage d’un groupe.



3.2.2 Système à alternance onduleur batterie / groupe

Ce type du système est d’abord caractérisé par l’usage d’une ou plusieurs unités de stockage, le plus

souvent électrochimiques. Chaque unité de stockage est associée à un onduleur/chargeur. Ce dernier

est capable d’assurer la formation d’un mini-réseau. Les plus fonctionnels permettent de commander

l’allumage d’un groupe électrogène si besoin. Dans ce cas le réseau est alors formé par le groupe et

généralement l’onduleur fonctionne comme chargeur. Grâce au stockage, ce type de système permet

une pénétration photovoltaïque de 100% ou plus. Plusieurs générateurs photovoltaïques peuvent êtres

connectés sur le bus AC ou DC. Dans tous les cas les onduleurs chargeurs maintiennent la stabilité du

réseau par l’utilisation des batteries comme tampon. Souvent ces dernières sont sollicitées de façon à

se passer de groupe électrogène.

Ici les contraintes de dimensionnement sont dictées par l’unité de stockage et les onduleurs

correspondants :

Technologie de stockage ;

Tension de l’unité de stockage ;

Courant de charge et de décharge maximum du stockage ;

Puissances d’entrée et de sortie de l’onduleur/chargeur de batteries.

D’abord réservé à des applications domestiques de faible puissance, ce type d’onduleur évolue vers des

systèmes modulaires ou en kit de plus en plus puissants. A titre d’exemple le système Cluster Box du

fabricant SMA permet de rassembler jusqu’à trente-six onduleurs de batteries de 6 kW chacun, soit 216

kW de puissance disponible. La Figure 6 présente une unité de stockage de batteries stationnaire closes

à plaque tubulaires (OPzV). En arrière plan, à droite, les onduleurs de batteries correspondants sont

visibles. Le coût et la faible durée de vie du stockage électrochimique limitent ce type de système à des

puissances moyennes (<400kW).

Figure 6: Une unité de stockage électrochimique (OPzV).



3.2.3 Systèmes de type ASI ou en kit

Ces systèmes sont caractérisés par une typologie d’alimentation sans interruption. Comme décrit par le

schéma de la Figure 7, le générateur photovoltaïque et les batteries sont connectés sur un même bus

continu, lui-même alimenté par le groupe électrogène après redressement. Les changements de

sources sont donc totalement transparents pour les consommateurs.

Figure 7: Schéma de principe d'un système d’hybridation de type ASI5.

Ce type de système est peu modulaire et caractérisé par les grandeurs suivantes :

Puissance de sortie nominale.

Puissance maximale du groupe électrogène (généralement identique à la puissance de sortie)

Caractéristiques du convertisseur DC/DC sur lequel est connecté le générateur photovoltaïque.

A savoir, puissance maximum, tension maximum, plage de fonctionnement de la recherche du

point maximum de puissance, nombre d’entrées.

Caractéristiques du convertisseur DC/DC sur lequel est connectée l’unité de stockage. A savoir,

type de batteries, tension maximum, puissances de charge et de décharge maximums.

Actuellement ce type de système permet de couvrir une large gamme de puissance. A titre d’exemple le

système Sunsys HPS, du fabricant Socomec, est disponible dans une gamme de 40 à 200 kVA. Il peut

prendre en charge de 30 à 240 kWc de modules photovoltaïques. Pour les faibles puissances (de 5 à 50

KVA) ce type de systèmes est souvent intégré en kit comprenant une unité de stockage et transportable

aisément. Adapté aux sites en déplacement ils permettent d’intégrer des petites puissances

photovoltaïques, jusqu’à 10 kWc pour certains modèles. C’est par exemple le cas des kits « H-POD »

proposé par le fabricant de groupes électrogènes GelecEnergy.

5 D O C U M E N T A T I O N S U N S Y S H PS - S O C O M E C



3.3. NECESSITE D’UN OUTIL D’ETUDE

La conception d’une installation hybride est complexe, par le nombre de composant à dimensionner, par

les contraintes techniques des uns par rapport aux autres et par des facteurs économiques internes ou

externes à l’installation. Cette partie décrit les principales difficultés de la conception.

Dans un premier temps la conception est contrainte par le besoin auquel l’installation hybride doit

répondre, en particulier :

Le besoin énergétique. Ce besoin est traduit par une valeur en Wh ou par un profil de charge qui

décrit l’évolution de la puissance consommée dans le temps.

Le site d’implantation. Celui-ci définit le gisement solaire disponible pour la génération

photovoltaïque.

A partir de ce besoin la conception suit les étapes suivantes :

1. Définition de l’architecture de la solution : elle indique le nombre et les types de sources AC et

DC et leurs interconnections. C’est ici qu’est choisi le type de gestion du réseau, groupe

électrogène seuls ou combinés avec des onduleurs de batterie.

2. Définition d’une stratégie de commande : elle dépend du système de gestion adopté et de

l’architecture. Elle définit les règles auxquelles obéit le système pour la gestion des sources de

l’installation. Un même système d’hybridation peut être configuré avec différentes stratégies

selon les besoins du client.

3. Dimensionnement des sources et de l’unité de stockage si présente. Il convient alors de

respecter les contraintes techniques telles que la pénétration photovoltaïque maximum.

Actuellement il n’y a pas de méthodologie précise pour réaliser les choix qui s’imposent lors de ces trois

étapes de conception. Jusqu’ici le concepteur a toujours eu recours à son expérience et à des méthodes

empiriques. Les performances économiques de l’installation ne pouvaient alors être mesurées qu’après

construction. Avec la multiplication des besoins de plus en plus variés, et de nouveaux systèmes

d’hybridation, cet exercice devient très complexe. A la vue des puissances en jeux (jusqu’à 1,5 MWc sur

certains projets récents) et des investissements correspondants, les performances économiques d’une

installation doivent êtres estimées avant construction. La difficulté réside principalement dans

l’estimation du coût du kWh. Les questions associées sont les suivantes :

A partir d’un dimensionnement donné, comment déterminer les facteurs qui influencent ce

coût ?

Comment estimer le comportement de l’installation, en fonction, par exemple, de la stratégie

de commande, pour déterminer sa viabilité technique ?

Une modélisation de l’installation hybride est donc primordiale pour traiter ces questions. C’est ce qui a

justifié les premiers travaux de Cythelia vers la création d’un outil de calcul.



4. L’OUTIL DE CALCUL DE CYTHELIA

L’entreprise Cythelia, pour les besoins de l’étude destinée au Burkina-Faso, a cherché à répondre aux

questions posées en fin de la partie précédente. Son diagnostic a débouché sur la création d’un premier

outil de calcul basé sur un tableur Excel. Le premier travail du projet a été l’analyse de cet outil et la

rédaction de la bibliothèque des modèles qu’il utilise. Cette partie décrit les objectifs, les possibilités et

les composantes de cet outil.

4.1. OBJECTIF : LA COMPARAISON FINANCIERES DES SYSTEMES HYBRIDES

Ca tableur a pour but de permettre la comparaison financière entre plusieurs types de production

d’électricité en réseau isolé, à savoir :

Système hybride groupe électrogène / générateur photovoltaïque ;

Système hybride groupe électrogène / générateur photovoltaïque / stockage électrochimique.

Le coût du kWh produit par chacune de ces solutions, pour différentes puissances photovoltaïques

installées, est le principal résultat et élément de comparaison.

4.2. LES PRINCIPES DE BASES

4.2.1 De l’échelle horaire à l ’échelle annuelle

Dans un premier temps, les coûts d’investissement, correspondant au dimensionnement rentré par

l’utilisateur, sont calculés. L’étape principale est le calcul de l’énergie produite par chacune des sources

pour définir les coûts d’exploitation de la centrale au long de l’année. Pour ce calcul l’outil se base sur

une modélisation simple des deux systèmes de gestion principaux : groupe maître (sans stockage) et

alternance onduleur batterie / groupe. La Figure 8 synthétise le fonctionnement global du tableur.

Figure 8: Les étapes de calcul successives du premier outil de calcul



Deux étapes successives permettent d’appréhender le système de façon complète : i. Une première étape de simulation à l’échelle horaire. Un profil d’éclairement horaire, de vingt-quatre

valeurs, basé sur les jours moyens de chaque mois de l’année, est utilisé pour déterminer la

production photovoltaïque. Un profil de consommation de même échelle temporelle est comparé à

cette production. Finalement, à partir du modèle de gestion des sources, l’outil calcule, pour chaque

heure de ces journées moyennes, les productions des sources en présence. Il est alors possible de

déduire les consommations de carburants puis les coûts correspondants.

ii. La seconde étape consiste à sommer les productions obtenues chaque jour pour obtenir la

production totale annuelle. Puis les coûts de carburant journaliers sont sommés en y ajoutant les

coûts d’entretien, de maintenance et de remplacement si les onduleurs où les batteries sont en fin de

vie. La première étape est alors réitérée pour l’année suivante en prenant en compte les variations

annuelles. Ces variations sont des facteurs financiers (actualisation, augmentation du prix des

hydrocarbures…) et technique (variation de gisement, vieillissement des modules…) qui entrent en

jeu à l’échelle de la durée de vie du système.

Finalement la production totale sur la durée de vie du projet est divisée par les coûts totaux actualisés,

engendrées pendant cette même durée. L’outil permet ainsi d’estimer le coût global actualisé (CGA)

d’un kWh produit par l’installation, pour un dimensionnement donnée. La combinaison de ces deux

étapes est directement inspirée du logiciel HOMER dont l’analyse est présentée dans la partie 5.1 en

page 19.

4.2.2 Une optimisation basée sur la puissance photovoltaïque installée

Pour aider au choix du générateur photovoltaïque, l’outil réitère automatiquement la démarche

présentée précédemment pour plusieurs valeurs puissance PV installée et calcule les CGA

correspondants. L’utilisateur peut ainsi déterminer la puissance PV optimale par rapport au CGA,

autrement dit celle qui permettra à l’installation de produire de l’énergie au plus bas prix. Un exemple de

résultat a été donné en Figure 2 en page 6.

4.3. LES PARAMETRES PRIS EN COMPTE

Afin de réaliser une étude la plus exhaustive possible, ce premier outil prend en compte de nombreux

paramètres propres au contexte de l’étude. Les principaux dont l’emploi est généralisable à d’autres

études en site isolé sont listés dans le tableau de la Figure 9.

Projet - Durée du projet (typiquement, égale à la durée de vie des modules

PV).

Site - Profil de consommation.

- Profil d’éclairement.

Installation photovoltaïque

- Puissance crête.

- Rendement total.

- Durée de vie des onduleurs.

Groupe électrogène

- Puissance nominale.

- Seuil de sous-charge.

- Consommation spécifique de carburant.

- Consommation spécifique d’huile.

Batteries

- Capacité C100.

- Rapport C5/C100.

- Seuil de décharge maximum.

- Durée de vie.



Coûts d’investissement

- Installation photovoltaïque.

- Batteries.

- Carburant et huile à l’année 1.

- Transport du carburant.

- Automate ou onduleurs chargeur de batteries (en fonction de

l’architecture).

- Assurance.

- Ingénierie.

Coûts d’exploitation - Entretien et maintenance.

Facteurs économiques

- Actualisation.

- Inflation.

- Taux d’emprunt.

Variations annuelles

- Variation gisement.

- Augmentation de la charge.

- Augmentation du prix des hydrocarbures.

- Vieillissement des modules PV.

Figure 9: Liste des principaux paramètres pris en compte dans le premier outil de calcul

4.4. ATOUTS ET LIMITES

La méthode employée par l’outil permet d’approcher d’abord l’échelle de temps réelle d’un système

hybride. Le déphasage entre la consommation et la production PV a un impact fort sur le fonctionnement

de l’installation, or il se mesure à l’échelle horaire. Une simulation à une échelle plus grande serait donc

trop imprécise pour déterminer les productions de chaque source en fonction de la consommation. Mais

une fois cette première simulation effectuée, le retour à l’échelle annuelle permet de prendre en compte

les facteurs qui entrent en jeu à l’échelle de la durée de vie d’une installation hybride. Dans ce premier

outil, les modélisations des systèmes de gestion des sources ne prennent pas en compte tous les cas

de figure, ce qui induit parfois des erreurs dans le calcul des productions. L’utilisation d’un profil

d’éclairement basé sur des jours moyens est aussi questionnable. Un des travaux du projet, entre

autres, a été de quantifier le gain de l’utilisation d’un profil d’éclairement horaire basé sur des heures

« réelles ».

En vue de l’amélioration de cet outil, une analyse des logiciels spécialisés a été effectuée. Elle

permettra, entre autres, d’inspirer de nouvelles fonctionnalités à l’outil présent.



5. LES SOLUTIONS LOGICIELLES

Les marchés ciblés par les logiciels de dimensionnement photovoltaïques étants européens ou

américains, la plupart ne prennent en compte que les cas du raccordement à un réseau. Actuellement,

les principaux logiciels, commercialisés, de simulation et/ou de dimensionnement de réseaux isolés

multi-sources sont répertoriés sur la Figure 10.

Développeur Logiciel

Homer Energy

(issu du National Renewable Energy Lab USA) HOMER

CanmetEnergy (Ressources naturelles Canada) RETScreen International

SMA Sunny Design ; Off Grid Configurator;

Figure 10: Liste des logiciels commerciaux principaux dédiés à l'hybridation

A partir d’un cas de référence, ces trois logiciels permettent de déterminer l’économie engendrée par un

système hybride. L’analyse de ces trois logiciels a eu pour but de déterminer :

Les paramètres pris en compte ;

Les fonctionnalités ;

Les modèles, méthodes et calculs employés ;

Les atouts et les inconvénients ;

Le besoin rempli.

Cette analyse a été spécifiquement orientée sur l’hybridation d’une installation photovoltaïque, d’un ou

de plusieurs groupes électrogènes, avec ou sans unité de stockage, en site isolée. Elle a commencé par

le logiciel HOMER, utilisé par près de 100 000 utilisateurs dans le monde.

5.1. HOMER : LE LOGICIEL LE PLUS REPANDU

HOMER (Hybrid Optimization of Multiple Energy Ressources) est un logiciel de simulation et

d’optimisation destiné à l’étude d’installations de production d’énergie multi-sources. Il est principalement

destiné à la simulation de mini-réseaux connectés ou non-connectés (« off-grid »). Il a été développé en

premier lieu par le National Renewable Energy Lab dépendant lui-même du ministère américain de

l’énergie. L’entreprise Homer Energy LLC a été spécialement crée pour sa commercialisation et la suite

de son développement.

HOMER possède un panel étendu de sources possibles (PV, éolien, réseau, stockage, groupe diesel,

pile à combustible, entre autres), qu’il est possible d’étudier ensemble. L’analyse effectuée pendant le

projet se concentre uniquement sur les architectures composées d’un ou plusieurs groupes diesel, un

générateur PV, une unité de stockage. Les fonctionnalités sont les mêmes quel que soit le type

d’architecture simulée.



5.1.1 Les paramètres pris en compte

HOMER permet un paramétrage complet de l’installation hybride. Dans la suite seuls les paramètres

jugés importants seront listés.

Paramétrage des sources

En premier lieu, il est à remarquer qu’HOMER met à disposition une base de données de batteries

présentes sur le marché. Aucune base de données n’est disponible pour les modules photovoltaïques ni

pour les groupes électrogènes. De plus, un seul générateur PV ne peut être configuré et ce que par sa

puissance crête, inclinaison et orientation. Prendre en compte plusieurs générateurs d’orientations

différentes n’est donc pas possible. Plusieurs groupes électrogènes peuvent êtres configurés. Le logiciel

calcule leurs courbes de rendement puis de consommation à partir d’au moins deux valeurs entrées par

l’utilisateur.

Paramétrage du site

Le site est caractérisé par sa charge et son gisement solaire. Pour la charge, l’utilisateur a la possibilité

de charger un profil à l’échelle horaire. Il peut ensuite indiquer les variations de la moyenne annuelle

qu’il souhaite étudier. Les données annuelles rentrées seront mises à l’échelle par rapport à cette

moyenne. Paramétrer plusieurs moyennes permet de réaliser une analyse de sensibilité par rapport à la

consommation. L’ensoleillement peut être paramétré de la même façon. Si l’utilisateur ne possède pas

ces données, une base de données de gisement solaire est également disponible.

Paramètres économiques

Pour chaque source le logiciel prend en compte les coûts d’investissement, d’entretien/maintenance et

d’exploitation. Des plus, les pénalités en cas d’insuffisance de production peuvent être prises en compte.

L’étude peut se faire pour plusieurs coûts de carburant. Cependant il n’est pas possible de paramétrer

un taux d’augmentation du carburant, le coût est fixe sur la durée du projet.

Paramètre du système de commande

Le logiciel ne prend pas en compte de systèmes de contrôle-commande existants sur le marché.

L’influence de l’utilisateur sur la stratégie de gestion des sources est très limitée. L’utilisateur peut choisir

entre quatre fonctionnements possibles :

i. Fonctionnement avec plusieurs groupes électrogènes en marche simultanément. Si cette stratégie

n’est pas choisie par l’utilisateur, HOMER ne prendra pas en compte les combinaisons qui impliquent

le fonctionnement simultané de plusieurs groupes. Cette règle correspond à une réalité technique : en

fonction de l’installation il n’est pas toujours possible de coupler deux groupes électrogènes.

ii. « Load following » ou suivie de la charge. Si cette règle est validée, l’utilisateur interdit la charge des

batteries par un groupe électrogène. Toute l’énergie fournie par les groupes sert à la charge

principale et non au stockage. Les batteries seront exclusivement rechargées par l’énergie

photovoltaïque.

iii. « Cycle charging » ou chargement cyclique. Cette règle est validée si « Load following » ne l’est pas.

Une fois en marche le groupe électrogène alimente prioritairement les consommateurs puis, s’il n’est

pas à son maximum de puissance, il charge les batteries.

iv. « Setpoint state of charge » ou paramètre d’état de charge. Ce paramètre n’a de sens que si la règle

« Cycle charging » est validée. Si ce paramètre est validé, chaque cycle de charge commencé ne

pourra s’interrompre avant que le point d’état de charge spécifié ne soit atteint. Il est destiné à

minimiser le nombre de cycle de charge, préjudiciable à la durée de vie des batteries.



Paramètres destinés à l ’analyse de sensibil i té

L’analyse de sensibilité permet d’observer la variation de certaines sorties par rapport à des paramètres

incertains. Parmi eux :

Moyenne annuelle de la consommation (le profil horaire est mis à l’échelle par rapport à cette

moyenne) ;

Moyenne annuelle du gisement solaire (le profil horaire est mis à l’échelle par rapport à cette

moyenne) ;

Coût du gasoil ;

Durée du projet.

Plus de détails seront données sur la fonctionnalité d’analyse de la sensibilité dans la partie 5.1.4 à la

page 22.

5.1.2 Les fonctionnalités

La fonctionnalité principale est l’analyse financière de l’installation sur la durée du projet. Les coûts

d’investissement, de fonctionnement, d’entretien et de maintenance, associés à l’utilisation de chaque

équipement, sont pris en compte. Les flux de trésorerie annuels sont alors calculés. A partir de ces

données il est possible de comparer les résultats d’une installation hybride à une installation de

référence (elle aussi simulée). Le logiciel donne, par exemple, des données financière telles que le

temps de retour sur investissement ou la valeur actualisée nette de l’installation hybride.

5.1.3 Modèles, méthodes, calculs

HOMER Energy met à disposition une bibliothèque des modèles qui a permis de réaliser une analyse

détaillée de son fonctionnement.

Simulat ion horaire pour conclusions annuelles

HOMER est un outil de simulation qui évalue le comportement du système sur une base horaire.

L’utilisateur peut d’ailleurs visualiser des graphiques journaliers sur une année présentant heure par

heure les consommations, les puissances délivrées par chaque source ou la quantité d’énergie transitée

dans les batteries. Ces données horaires permettent de déduire les résultats de toute l’installation à une

année n. La même opération est effectuée sur toute la durée de vie du projet en prenant en compte les

coûts de remplacement pour les équipements en fin de vie et les évolutions annuelles telles que le

vieillissement des modules PV. Les mêmes principes ont été utilisés dans le premier outil de calcul crée

par Cythelia, déjà détaillés dans la partie 4.2.1 en page 16.

Une stratégie de base : l ’opt imisation économique

Comme il est précisé dans la notice, la simulation effectuée par Homer est idéalisée par rapport aux

systèmes de contrôle-commande réels. La simulation agit uniquement de façon à optimiser le coût total

de fonctionnement de la centrale hybride, ce qui n’est pas forcément la stratégie de ces derniers. La

seule liberté laissée à l’utilisateur est de pouvoir choisir la stratégie de charge des batteries, soit

uniquement par le surplus de production PV, soit par le GE dès que celui-ci fonctionne. Dans tous les

cas la gestion des sources favorise toujours l’énergie la moins coûteuse. Par exemple l’énergie

photovoltaïque est prioritaire car gratuite et parcqu’il n’est pas possible de reporter son utilisation. Dans

le cas d’un manque de cette énergie HOMER doit choisir entre l’usage du GE ou des Batteries. La

source la moins coûteuse sera utilisée sauf si certaines contraintes entrent en jeu (batteries déchargées,

horaires d’utilisation des GE). Les règles de calcul des coûts ne seront pas détaillées ici. En résumé,

HOMER considère que chaque source, hormis le PV, engendre deux coûts distincts :

- Un coût fixe de fonctionnement, indépendant de la quantité d’énergie à délivrer ;

- Un coût marginal dépendant de la quantité d’énergie à délivrer.



Chacun de ces coûts est calculé à partir des modèles économiques utilisés par HOMER et des

paramètres économiques entrés par l’utilisateur. Les inconvénients que représente une simulation

essentiellement basée sur la recherche du moindre coût sont explicités dans la partie suivante.

5.1.4 Les résultats

L’étude d’une installation hybride à Diapaga au Burkina Faso donne les résultats visibles sur la Figure

11. Le logiciel simule toutes les combinaisons possibles dans les limites imposées par l’utilisateur. Ici par

exemple seules les installations avec aucun, un ou deux groupes seront évaluées. Pour chaque

architecture HOMER affiche le dimensionnement qui engendre le plus bas coût du kWh. Pour le cas

étudié, la Figure 11 montre que le couple architecture-dimensionnement optimale est celui qui inclue

deux groupes électrogènes de 100 et 300 kW, une unité de stockage de 144 batteries de 3000Ah, un

générateur PV de 800 kWc. La consommation de carburant engendrée serait, d’après le logiciel, de 482

679 L par an contre 792 937 pour une installation composé uniquement des deux mêmes groupes.

Figure 11: Interface de paramétrage d'HOMER et affichage des résultats

Pour obtenir plus de détails il est possible de visualiser les diagrammes de fonctionnement de

l’installation. Pour la même simulation le diagramme de la Figure 12 affiche la puissance consommée

par la charge et les puissances produites par chaque source, en fonction de l’heure de la journée.



Figure 12: Diagramme horaire de la puissance fournie par chaque source (batteries non visibles)

Enfin le logiciel réalise des graphiques d’analyse de sensibilité comme présenté sur la Figure 13. Ce

graphique présente le dimensionnement optimal, par rapport au coût du kWh produit par l’installation, du

générateur PV en fonction de la charge (abscisses) et de l’éclairement (ordonnées). Il est visible que,

pour cette simulation, le dimensionnement optimal dépend fortement de la charge et peu du gisement

solaire. Pour un gisement annuel moyen inférieur à 6 kWh/m²/jour, la puissance du générateur solaire

dépend exclusivement de la charge.

Figure 13: Puissance PV optimale (par rapport au CGA), en fonction de la charge moyenne et de

l’éclairement moyen.



5.1.5 Atouts et inconvénients, besoin rempli

HOMER est un logiciel complet et puissant. Sa première fonctionnalité est la simulation rapide d’un

nombre important de dimensionnements pour différentes combinaisons de facteurs extérieurs. Grace à

cet outil la recherche d’un optimum économique, selon ses modèles, est aisée. Il permet, de plus,

d’obtenir des résultats économiques et techniques relatifs à l’utilisation de chaque source. Il est ainsi

possible de comprendre rapidement à quels enjeux sera soumis un projet d’hybridation ou pourquoi un

dimensionnement est plus ou moins intéressant qu’un autre. Enfin, la fonction d’analyse de sensibilité

est un atout majeur pour mettre en relief l’impact des facteurs extérieurs incertains sur la viabilité

économique d’un dimensionnement.

Idéal dans une phase de recherche pour comprendre les enjeux d’un projet, HOMER ne permet pas un

véritable dimensionnement. La gestion des sources est basée uniquement sur les coûts associés à leur

usage respectif. Ce type d’approche est très différent d’un système réel d’hybridation. L’utilisation

d’HOMER a, par exemple, mené à des comportements techniquement inviables. Le diagramme de la

Figure 14 illustre ce propos, les courbes foncées représentent les puissances fournies par les deux

groupes électrogènes simulés dans ce projet. Techniquement un tel usage des groupes entraînerait leur

détérioration rapidement. Ce type de comportement est du à la charge partielle des batteries par le

groupe en route, suivie par leur décharge complète, puis par la remise en route du groupe l’heure

suivante et ainsi de suite.

Figure 14: Diagramme horaire de la puissance fournie par chaque source (batteries non visibles) ,

incohérence technique du fonctionnement des groupes électrogènes (à gauche).

La simulation étant essentiellement tournée vers l’optimisation économique, les résultats sont donc

forcément optimistes. L’utilisateur doit donc traiter les résultats donnés par HOMER en gardant à l’esprit

la possibilité d’incohérences techniques et de leur caractère optimiste.



5.2. RETSCREEN

RETScreen International est un logiciel « d’analyse de projets d’énergie propre » destiné à l’aide à la

décision. Il permet une analyse financière exhaustive pour l’étude d’installations de production

d’électricité et/ou de chaleur en réseau isolé ou non. RETScreen International est supporté par

CanmetÉNERGIE du ministère des ressources naturelles du Canada. Gratuit et basé sur des feuilles de

calculs Excel ce logiciel est facile d’approche. Aucune conclusion n’a pu être tirée concernant le

fonctionnement de ce logiciel. En effet, aucune documentation décrivant les méthodes et calculs utilisés

n’a été trouvée.

5.2.1 Fonctionnalités

Les fonctionnalités principales du logiciel sont les suivantes :

Choix des éléments de l’installation dans une base de données étendue d’appareils de

production. Celle-ci comprend des éléments très variés (PV, groupe électrogène diesel ou

gaz, pile à combustible, cogénération, géothermie).

Configuration de plusieurs types d’installations productrices : électricité, chaleur, froid,

cogénération.

Calcul de production à partir d’une base de données météorologique comprenant de

nombreuses stations dans le monde et des données enregistrées par la Nasa.

Analyse financière exhaustive à partir des différents coûts entrés par l’utilisateur, voir Figure

15.

Analyse de sensibilité.

Figure 15: Interface de paramétrage exhaustif des coûts d'investissement dans une simulation RETScreen.




RETScreen a pour premier avantage de fournir une base de données concernant les modules

photovoltaïque et les groupes électrogène. Par ailleurs RETScreen propose un grand niveau de détail

dans la description des coûts. Il en est de même pour les résultats économiques et financiers pour

lesquels beaucoup de facteurs peuvent êtres pris en compte :

- Impôts ;

- Subvention à la réduction des émissions : - Revenus liés à la vente de l’électricité.

L’analyse des émissions des gaz à effet de serre est aussi un atout. C’est en effet un facteur décisif

dans certaines régions du monde pour lesquelles ce paramètre est très réglementé. RETScreen permet

également de faire des analyses de sensibilité par rapport à l’incertitude des résultats calculés ou des

estimations de l’utilisateur. Ici, la Figure 16 indique que le temps de retour sur investissement de

l’installation hybride, par rapport à un groupe électrogène seule, peut augmenter jusqu’à 3 ans si le coût

d’investissement et le coût en carburant sont 5% plus grands que prévu.

Figure 16: Analyse de la sensibilité du temps de retour sur capitaux propres d’un projet par rapport à la

variation du coût en carburant et des coûts d’investissement.

Les résultats dits « techniques », relatifs au fonctionnement des composants de l’installation, concernent

principalement le groupe électrogène, sa consommation totale sur la durée du projet et ses émissions de

gaz. De plus RETScreen indique la proportion d’énergie produite par chacune des sources. Aucune

autre donnée n’est fournie. De plus la simulation de plusieurs groupes électrogènes ou de différentes

stratégies de contrôle-commande n’est pas possible. Enfin la simulation s’appuie seulement sur un profil

moyen de consommation et ne prend pas en compte la courbe de charge journalière.

En conclusion, le niveau de détails des entrées demandées par RETScreen permet de ne pas oublier de

paramètres. Les postes de dépense, entre autres, sont particulièrement détaillés. Par la suite les

résultats sont peu nombreux. Seule l’analyse économique est utile pour une prise de décision. L’opacité

des modèles utilisés invite à être prudent vis-à-vis des résultats.



5.3. SUNNY DESIGN

L’entreprise Allemande SMA développe et utilise le logiciel Sunny Design, gratuit et en ligne. Cet outil

est destiné au dimensionnement de trois types d’installations :

- Raccordées au réseau ;

- En autoconsommation ;

- Hybrides.

Il ne permet d’étudier que les matériels fabriqués par SMA. Dans le cas des projets photovoltaïques

hybrides, cet outil est destiné à l’étude d’une installation avec groupes électrogènes maîtres uniquement ,

ce qui correspond au système de gestion Fuel Save Controller proposé par le fabricant.

5.3.1 Fonctionnalités

Les fonctionnalités principales que le logiciel met en avant sont les suivantes :

Base de données météorologique.

Importation de profils de charge. Le pas de temps minimal est la minute.

Prise en compte du caractère inductif ou capacitif de la charge.

Mise en place de règles de dimensionnement propres aux installations hybrides. Par exemple le

logiciel interdit un taux de pénétration PV supérieur à 60%, limite technique du système Fuel

Save Controller.

Dimensionnement de l’installation photovoltaïque, modules et onduleurs. Grâce à une base de

données d’onduleurs SMA et de modules PV, le logiciel permet de configurer une installation

techniquement faisable.

Configuration de plusieurs générateurs photovoltaïques d’inclinaisons et d’orientations

différentes.

Configuration d’un ou plusieurs groupes électrogènes.

Estimation des pertes dans les câbles.

Estimation économiques comprenant le temps de retour sur investissement par rapport à une

installation non hybride et les économies de carburant.

Ainsi le logiciel permet de réaliser une étude simple où les facteurs importants sont pris en compte. Le

but est d’obtenir des résultats fiables par l’étude d’un projet techniquement faisable.

5.3.2 Dimensionnement des onduleurs

Sunny Design est d’abord un logiciel de dimensionnement d’installations photovoltaïques raccordées au

réseau. Pour l’étude des projets photovoltaïques hybrides le logiciel propose donc une interface de

dimensionnement d’équipements existants sur le marché. L’utilisateur peut alors choisir :

Le nombre de générateurs photovoltaïques, leurs orientations et leurs inclinaisons

respectives.

Le type et le nombre de modules de chacun de ces générateurs. Une base de données

complète de fabricants et de modèles est proposée à cet effet.

A partir de cette première configuration, Sunny Design propose un dimensionnement automatique des

onduleurs. L’utilisateur peut aussi les choisir manuellement dans une base de données d’onduleurs SMA

compatibles avec le système de gestion.



Figure 17: Interface de dimensionnement des onduleurs PV du logiciel Sunny Design

Une fois les onduleurs et les raccordements choisis par l’utilisateur, le logiciel vérifie, par rapport aux

caractéristiques des modules PV, si le dimensionnement est correct. Dans le cas contraire il indique à

l’utilisateur l’erreur de dimensionnement en cause. La Figure 17 présente l’interface de

dimensionnement sur laquelle sont affichées les limitations de l’onduleur en face des caractéristiques

des strings qui y sont raccordées.


Ce logiciel privilégie un dimensionnement le plus proche d’une installation réelle. Les données utiles

pour décider de l’intérêt économique d’un projet sont obtenues rapidement. Les taux d’utilisation de

l’énergie photovoltaïque, le volume de carburant économisé, le temps de retour sur investissement, s’ils

sont bien estimés, suffisent pour une étude de pré-faisabilité. Cet outil peut s’avérer pratique pour le

fabricant ou les fournisseurs de matériel SMA. Il minimise le nombre de paramètres à rentrer par

l’utilisateur tout en passant en revue tous les composants importants d’un projet hybride. Ici aussi

l’opacité des modèles utilisés invite à être prudent vis-à-vis des résultats. Le point faible majeur est

l’exclusivité de ce logiciel aux équipements SMA, en particulier le Fuel Save Controller. De plus, le

logiciel Off-Grid Configurator, non libre, doit être utilisé pour les installations hybrides avec onduleur de

batteries maître (type Sunny Island).



5.4. BILAN : LE BESOIN D’UN OUTIL INTERMEDIAIRE EST JUSTIFIE

Finalement ces trois logiciels possèdent des fonctionnalités complémentaires. Le logiciel HOMER est un

puissant outil de simulation et d’optimisation. Le logiciel RETScreen propose une analyse des coûts

exhaustive. Enfin le logiciel Sunny Design propose des bases de données de matériel, suggère le choix

des équipements et vérifie leur compatibilité. Actuellement il n’existe pas d’outils rassemblent ces quatre

atouts, à savoir :

Dimensionnement d’une installation avec des équipements existants et vérification de leur

compatibilité.

Simulation du fonctionnement de l’installation à partir de la modélisation des équipements réels.

Une analyse financière exhaustive.

Recherche d’un dimensionnement optimal par la simulation de nombreuses possibilités.

Un outil intermédiaire rassemblant ces atouts permettrait de passer ce pas. La Figure 18, page suivante,

présente un tableau récapitulatif des fonctionnalités offertes par chacun des outils testés pendant ce

projet.



Légende :

/ : Fonctionnalité non proposée.

++ : Fonctionnalité proposée et complète.

+ : Fonctionnalité partiellement remplie.

- : Fonctionnalité traitée succinctement.

(moyennes) : possibilité de configurer un profil de charge avec des consommations moyennes

mensuelles.

+(SMA) : fonctionnalité remplie seulement pour les produits SMA.

Fonctionnalités HOMER RETScreen Sunny Design

Configuration

de

l’installation

Base de données GE / ++ /

Base de données modules PV / ++ ++

Bases de données onduleurs / / + (SMA)

Base de données batteries ++ / /

Multi GE ++ / ++

Multi générateurs PV

(orientations distinctes) / / ++

Dimensionnement automatique

des onduleurs PV / / + (SMA)

Vérification compatibilité - - + (SMA)

Stratégies de commande - / /

Paramètres du

projet

Base de données météo ++ ++ ++

Profil d’ensoleillement importé ++ / ++

Profil de consommation

importé ++ -

(moyennes) ++

Prise en compte de

l’augmentation du prix du

carburant

/ ++ ++

Sorties

Prise en compte du facteur de

puissance / / ++

Optimisation + / + (SMA)

Analyse de sensibilité ++ + +

Figure 18 : Fonctionnalités principales des logiciels étudiés



6. VERS UN NOUVEAU LOGICIEL

L’analyse des logiciels, spécialisés, actuellement commercialisés, a mis en lumière l’absence d’un outil

qui rassemble les fonctionnalités principales de chacun d’eux. L’objectif pour Cythelia serait le

développement et l’intégration à Archelios d’un logiciel qui comble ce manque, c’est l’outil « hybride ».

Un des rôles du projet a été de donner un cadre au futur développement de cet outil. Sa portée, les

ressources dont il dispose, les simplifications envisagées et les enjeux de son développement seront

mis en lumière.

6.1. PORTEE DE L’OUTIL HYBRIDE

Par rapport au bilan de l’analyse des logiciels, trois fonctionnalités principales ressortent :

i. L’outil permettra à l’utilisateur de dimensionner une installation hybride afin d’estimer sa

production et son rendement économique par rapport à une installation sans énergies

renouvelables.

ii. Le dimensionnement pourra être effectué par rapport à des équipements réels dont les

compatibilités seront vérifiées.

iii. L’outil pourra comparer automatiquement plusieurs configurations afin de déterminer le meilleur

compromis, par rapport à des critères définis par l’utilisateur : c’est l’optimisation.

La prépondérance de l’usage des groupes électrogènes en site isolé fait que l’outil sera d’abord limité à

l’étude des configurations comprenant un ou plusieurs générateurs photovoltaïques, un ou plusieurs

groupes électrogènes au diesel et une ou plusieurs unités de stockage électrochimique.

6.2. RESSOURCES EXISTANTES UTILISABLES PAR L’OUTIL HYBRIDE :

Pa rapport au développement de ces fonctionnalités, certaines ressources sont d’ors et déjà disponibles.

Ainsi l’outil Archelios met déjà à disposition les moyens suivants :

Interface de dimensionnement de l’installation photovoltaïque.

Outil de calcul et d’estimation du productible photovoltaïque.

Les bases de données comprenant les modules, les onduleurs, les batteries et certains

onduleurs de batteries.

L’appui sur Archelios permettra à l’outil hybride d’avoir un réel atout en ce qui concerne la partie

photovoltaïque. L’outil hybride pourra aussi s’appuyer sur le premier outil de calcul réalisé par Cythelia et

décrit dans la partie 4 à la page 16. Cet outil permettra de fournir les moyens suivants :

Liste des paramètres à prendre en compte.

Méthode et étapes de calcul des productions des sources en présence.

Modélisations des systèmes de gestion des sources. Ces modélisations ne sont pas complètes

et feront l’objet de la partie 7 à en page 33.

Méthode d’analyse économique.

Actuellement, suffisamment de ressources sont disponibles pour le développement d’un premier outil

possédant les fonctionnalités de bases. Pour parvenir à l’outil complet les étapes de développement et

les moyens à mettre en œuvre doivent êtres définis.

6.3. ETAPES DE DEVELOPPEMENT

Plusieurs étapes de programmation ont été anticipées. Les outils intermédiaires qui pourront en résulter

sont décrits dans le tableau de la Figure 19.



Figure 19: Anticipation des étapes de développement de l'outil hybride complet

Afin de réduire l’incertitude concernant certaines étapes de développement, le projet de fin d’études a

permis d’évaluer leur complexité. Le premier travail a porté sur la définition des modèles à utiliser dans

la simulation.

6.4. PORTEES DES MODELES DE SIMULATION

Les comportements de chaque composant de l’installation doivent être modélisés. La portée de la

modélisation est un compromis entre la complexité du modèle et son exactitude par rapport à la réalité.

La simulation se base sur des données météo estimées sur vingt ans ou plus, ici il n’est donc pas justifié

de chercher l’exactitude du modèle à tout prix. La portée des modèles pourra être amenée à évolue r en

fonction des résultats obtenus. Ainsi les hypothèses et les simplifications seront les suivantes :

Pas de temps : Pour l’instant le pas de temps sera l’heure. Les comportements transitoires de durée

inférieure à l’heure ne seront pas pris en compte. D’après les informations disponibles sur les systèmes

de contrôle-commande existants, la durée des phénomènes transitoires évolue de la seconde à la demi-

heure. Par exemple, le temps de la commande d’une baisse de la puissance PV peut aller jusqu’à 24

minutes pour l’EMS Plant Controller d’INGETEAM. Les baisses d’ensoleillement, quant à elles,

engendrent des baisses de production PV instantanées. Les groupes électrogènes peuvent compenser

ces baisses d’abord par leur inertie (instantané) puis grâce à leur système de régulation (quelques

dixièmes de secondes).

Gisement solaire et profil de charge : Le premier outil de calcul s’appuie sur la simulation horaire de

douze journées moyennes, soit une pour chaque mois. L’utilisation d’un profil plus précis est à justifier

par la simulation. La partie 7.7.3 (page 43) précisera ce point.

Groupe électrogène : Il est considéré que les GE sont équipés de systèmes de régulation et de

synchronisation automatiques pour leur mise en parallèle (si plus de deux GE).

Système de contrôle-commande : Le type de système de contrôle-commande définit les réactions du

système en fonction des entrées que sont l’irradiation et la consommation électrique. La stratégie de

gestion est le seul critère qui permette de comparer plusieurs systèmes entre eux. Les stratégies de

commande de chacun devront donc être modélisées. Des stratégies de commandes nouvelles peuvent

éventuellement être modélisées pour être comparées à celles existantes.



7. LA MODELISATION D’UN SYSTEME DE CONTROLE-COMMANDE

Après avoir implémenté un profil de gisement horaire synthétique, il est alors possible d’observer les

effets d’une stratégie de gestion lorsque l’éclairement varie d’un jour à l’autre. L’objectif est de justifier la

prise en compte des stratégies utilisées dans les systèmes réels ainsi que d’évaluer la complexité de

leur modélisation. Ici aussi, le prototype logiciel sur tableur a permis de tester plusieurs modélisations et

de quantifier leur impact sur les résultats finaux. Le travail a donc commencé par une analyse du

fonctionnement des systèmes réels en vue de leur modélisation.

7.1. ANALYSE DES SYSTEMES REELS

La modélisation commence par l’analyse du fonctionnement des systèmes existants. Jusqu’ici peu

d’informations sont disponibles sur ces systèmes. Par exemple, SMA a installé seulement dix systèmes

Fuel Save Controller dans le monde depuis sa commercialisation. INGETEAM, a l’instar de SMA, n’a

aucune référence pour l’installation de son produit Ingecon EMS Manager. De plus les stratégies

employées peuvent varier d’un projet à un autre. Car généralement ce type de produit, basé sur un

simple automate, est conçu en sur-mesure. Deux stratégies principales ont donc été déduites des

informations récoltées de certains fabricants : groupe électrogène maître et alternance onduleur

batteries / groupe maître.

7.2. MODELISATION SYSTEME GROUPE ELECTROGENE MAITRE

D’après les informations récoltées sur le système Fuel Save Controller (SMA) il a été possible de

déduire son logigramme de gestion des sources. Celui-ci est présenté sur la Figure 20. Le véritable

algorithme utilisé est certainement plus complexe mais celui-ci suffit au besoin d’une modélisation

destinée à une simulation horaire.

Figure 20: Logigramme simplifié de la gestion des sources du Fuel Save Controller (SMA)



Ce logigramme est valable dans le cas où les groupes électrogènes ont un système de contrôle

indépendant. Ce dernier a pour rôle de commander le mise en route et l’arrêt des GE, en fonction de

leurs états de charge respectifs, pour éviter leur fonctionnement en surcharge ou en sous-charge. Le

système Fuel Save Controller ne commande que le point de fonctionnement des onduleurs

photovoltaïques. Il a pour rôle de maximiser la puissance PV tout en conservant la réserve de

puissance. Pour cela, en fonction des productions des GE et de la charge, le système définit un seuil

maximum de puissance photovoltaïque, PuissancePVmax. Celui-ci est réévalué à chaque nouvelle

mesure.

Simplif icat ions

Dans la réalité le système effectue un ajustement qui entraine l’arrêt puis la remise en route d’un des

groupes. La durée de ce phénomène transitoire est de l’ordre de la dizaine de minutes et ils ne seront

donc pas pris en compte dans la simulation horaire. La puissance PV max est directement calculée à

partir des puissances minimales des groupes en fonctionnement. Le nombre de groupes en

fonctionnement est lui-même déterminé directement à partir de la consommation pour respecter la

puissance de réserve.

Limitat ions :

Le nombre de groupes maximum est de trois pour l’instant. Leurs puissances doivent êtres égales.



7.3. RESULTATS DE SIMULATION : FUEL SAVE CONTROLLER

Afin d’observer les résultats de la modélisation de ce système, des tests ont été menés grâce au tableur

de calcul. La Figure 21 permet de visualiser le comportement des sources soumises à la stratégie de

gestion modélisée. Ici l’installation simulée est composée de trois groupes de 139 kW chacun.

Figure 21: Diagrammes horaires. Puissances fournies par les groupes (en haut), par le générateur PV

(en bas), puissance PV écrêtée et puissance consommée (en bas).



7.4. MODELISATION ONDULEUR BATTERIES OU GROUPE MAITRE

Ici, aucune information n’a été récupérée sur les stratégies réellement employées. Un scénario a donc

été crée puis modélisé. Il prend en compte un système capable de commander la mise en route et l’arrêt

d’un groupe. Il commande également la charge et la décharge des batteries. La présence d’un stockage

d’énergie permet une pénétration PV supérieure à 100%.

Algorithme simplif ié :

Le scénario utilisé est présenté par l’organigramme visible sur la Figure 22. La production PV est

favorisée. Si celle-ci n’est pas suffisante les batteries sont sollicitées. Si ces dernières ne sont pas assez

puissantes ou sont déchargées, un groupe électrogène est mis en route. Selon les cas ce groupe peut,

en même temps qu’il alimente les consommateurs, charger les batteries.

Figure 22:Logigramme simplifié d’un système de type alternance onduleur batteries / groupe maître

Contraintes sur la charge des batteries par le groupe électrogène :

La charge des batteries par le groupe est soumise à des contraintes qui sont les suivantes :

Puissance maximum de charge. Elle découle de la limitation du courant de charge des batteries.

Puissance de déclenchement de la charge des batteries par le groupe. Lorsque le groupe est en

marche et fonctionne à une puissance inférieure à ce paramètre, la charge des batteries est

lancée. Ce paramètre a été modélisé dans l’optique d’éviter la sous-charge du groupe.

Seuil de charge minimal avant décharge. Une fois qu’un processus de charge par le groupe est

lancé, il ne pourra se terminer avant que l’état de charge des batteries n’ait atteint cette limite. Ce

seuil sert à limiter le nombre de cycles de charge/décharge.



Au fur et à mesure de la modélisation, des contraintes supplémentaires sur la charge des batteries ont

été ajoutées, à savoir :

Plage horaire d’interdiction de charge par le groupe.

Plage horaire d’interdiction de décharge des batteries.

Hystérésis autour de la puissance de décharge maximum.

Ces contraintes peuvent êtres activées ou désactivées selon les observations faites du comportement

du système. Hormis la puissance de charge maximale, aucune contrainte n’est imposée à la charge des

batteries par le générateur PV. L’énergie photovoltaïque est valorisée au maximum.

7.5. RESULTATS DE SIMULATION : SYSTEME AVEC STOCKAGE

Résultat 1 : stratégie l imitant la charge des batteries par le groupe.

Le diagramme de comportement du système modélisé lors d’une journée type est visualisable sur la

Figure 23. Dans ce cas l’installation est correctement dimensionnée : le groupe électrogène fonctionne

peu de temps, les batteries sont chargées par le surplus de production photovoltaïque pendant la

journée. Cependant une partie de la puissance photovoltaïque est écrêtée.

Figure 23: Diagramme horaire. Résultats d'une stratégie limitant la charge des batteries par le groupe.

Pour obtenir ce comportement, la puissance de déclenchement qui entraine la charge des batteries par

le groupe, a été paramétrée à une valeur très faible. Le taux de charge du groupe est donc toujours

supérieur et les batteries ne sont jamais chargées par le groupe électrogène, même si celui-ci est en

fonctionnement. L’inconvénient majeur de cette stratégie est que celui-ci fonctionne parfois à charge très

faible. En particulier le matin, lorsque la production photovoltaïque augmente, la charge apparente du

groupe est bien inférieure à 30% de sa charge nominale. Pourtant celui-ci ne peut pas être arrêté car la

production PV est encore insuffisante pour prendre le relais



Résultat 2 : Stratégie sans seuil minimal de recharge.

Lorsqu’aucun seuil de charge minimale des batteries avant décharge n’est pris en compte, des

comportements oscillatoires peuvent apparaitre. La Figure 24 présente les résultats d’une stratégie de

commande non adaptée qui entraîne une sollicitation dangereuse des groupes électrogènes. Ce

comportement est du à l’influence de deux paramètres. D’une part, la puissance de déclenchement de la

charge des batteries par le groupe est égale à 150 kW, or de 00h à 9h du matin la puissance débitée est

en dessous de ce seuil. La charge des batteries est donc activée à chaque fois que le groupe se met en

marche dans cette plage horaire. Comme aucun seuil d’état de charge des batteries n’est configuré, les

batteries sont chargées partiellement puis se décharge l’heure d’après.

Figure 24: Diagramme horaire. Effet de l'absence de seuil de charge minimale des batteries avant leur

décharge.

Résultat 3 : Inf luence de la plage horaire de charge de s batteries par le groupe électrogène.

Dans le cas suivant, les conditions de charge des batteries par le GE sont assez restrictives. En effet

celui-ci ne charge les batteries que si son taux de charge, après avoir alimenté les consommateurs, est

inférieur à 30%, ce qui n’arrive pas sur cette journée. Les batteries sont donc partiellement chargées ,

jusqu’à 70% environ, par le surplus de production PV. Le soir elle se décharge alors rapidement, ce qui

a pour effet de démarrer le groupe dès 21h. Le groupe fonctionne alors 12h durant à un taux de charge

de 60%, de 21h à 9h (heure où la production PV est suffisante pour alimenter les consommateurs). Les

résultats sont visibles sur la Figure 25.



Figure 25: Diagramme horaire. Batteries chargées uniquement par le surplus PV.

Pour la même capacité de batterie, la stratégie est modifiée. Le groupe charge les batteries non pas

lorsque son taux de charge est inférieur à 30% mais inférieur à 60%, cas moins rare. La Figure 26

permet de visualiser les modifications de comportement de l’installation au même jour que

précédemment. Dès la mise en route du groupe celui-ci se trouve dans les conditions pour charger

partiellement les batteries. Le surplus de production PV permet de continuer la charge. Le soir, chargées

à 100%, les batteries peuvent alors alimenter la charge plus longtemps. Ceci est bénéfique pour le

groupe qui ne fonctionne plus que 9h durant, de 1h à 10h, à sa puissance nominale.

Figure 26: Diagramme horaire. Batteries chargées par le groupe puis par le surplus PV.



Cependant, dans le cas précédent, le surplus de production PV est trop important par rapport à l’énergie

manquante dans les batteries. Un phénomène d’écrêtage commence à apparaitre vers 13h lorsque les

batteries sont chargées à 100%, le surplus de production PV est alors perdu. Ici, cela est principalement

dû au groupe électrogène qui a commencé la charge des batteries la nuit. Interdire une partie de cette

charge aurait, par la suite, permis d’utiliser tous le surplus PV. Un paramétrage d’une plage horaire

d’interdiction de la charge des batteries par le groupe a donc été mise en place. En configurant cette

plage de 1h à 3h, les batteries sont suffisamment peu chargées en début de journée pour absorber tout

le surplus de production PV. Il n’y a pas de puissance écrêtée. La Figure 27 permet d’observer les

résultats. Une autre solution aurait été de choisir une puissance PV moins importante.

Figure 27: Diagramme horaire. Effet de la plage horaire d’interdiction de charge des batteries par le groupe.

Deux conclusions peuvent êtres tirées à partir de ces observations :

L’intégration d’une prévision météo dans la stratégie de commande pourrait trouver tout son

intérêt dans ce cas. La charge matinale des batteries par le groupe pourrait être interdite en cas

de la prévision d’une journée très ensoleillé, ou autorisée dans le cas contraire.

Après avoir pris en compte l’éclairement et le profil de charge, le générateur photovoltaïque doit

être dimensionné par rapport à l’unité de stockage pour éviter les phénomènes d’écrêtage tout

en assurant une charge suffisante de cette dernière.

Le choix de la combinaison « générateur PV - unité de stockage – stratégie de gestion » est donc

primordial dans l’optimisation du fonctionnement de l’installation.



7.6. REMARQUE SUR LES RESULTATS

Profondeur de décharge des batteries

Dans les simulations présentées précédemment, la profondeur de décharge des batteries maximale

autorisée est de 60%. Autrement dit, la stratégie de gestion interdit que leur état de charge ne soit

inférieure à 40% de leur capacité nominale. Ainsi, sur un pas de temps, si la décharge des batteries

entraine leur état de charge à chuter en dessous de 40% à la fin de ce pas de temps, il est décidé de ne

pas les décharger pendant. En fonction de l’énergie demandée, il arrive donc que les batteries ne soient

pas utilisées alors que leur état de charge est supérieur à 40%. C’est le cas sur la Figure 25 (page 39),

entre 20h et 8h du matin, l’état de charge stagne à 45% environ. Dans la réalité il n’y a pas de pas de

temps, cet effet n’aurait pas lieu et les batteries atteindraient un état de charge de 40% puis leur

décharge serait stoppée.

Prof i l de gisement solaire burkinabé

Les résultats de simulation présentés jusqu’ici concernent essentiellement des sites burkinabés. Les

périodes nuageuses sont rares dans le profil d’éclairement utilisé. Les conclusions faites à propos des

stratégies de commande et du dimensionnement du stockage ne sont pas reproductibles à d’autres

climats. Les méthodes de dimensionnement des batteries dans des pays du nord, où les périodes

nuageuses sont longues, sont différentes des cas vus ici. Les stratégies de gestion du stockage sont

probablement aussi différentes.

7.7. RETOURS SUR LA MODELISATION ET SES RESULTATS

Le premier outil de calcul était construit autour de l’étude des centrales burkinabées et difficilement

utilisable pour l’étude d’autre projet dans des contextes différents. Dans un premier temps, le premier

outil de calcul a été refondu pour être utilisé pour n’importe quel projet. Cette partie présente les limites

des améliorations et des modélisations ensuite implémentées dans cet outil.

7.7.1 Conclusion sur l ’ impact de la stratégie de gestion sur le comportement à l’échelle horaire

Les résultats de simulation, en particulier ceux concernant le stockage, permettent d’appréhender

l’importance de la prise en compte de la stratégie de gestion. Plus précisément, c’est l’impact de la

combinaison d’une stratégie et d’un dimensionnement qui a été révélé grâce à ces simulations. A cette

échelle il est alors possible de voir les effets de cette combinaison sur des paramètres importants que

sont :

La quantité d’énergie transitée dans les batteries.

Le nombre d’heure de fonctionnement et les taux de charge auxquels sont soumis les groupes.

Le nombre de séquences de mise en marche/arrêt des groupes.

Ces paramètres ont une forte influence, en particulier en ce qui concerne la durée de vie des

équipements. La relation entre les deux étant difficile à quantifier, les prendre en compte est délicat.



Rendement des groupes :

Actuellement, dans le tableur utilisé, la variation du rendement des groupes en fonction de leur taux de

charge est sommairement prise en compte. Pour cela, des valeurs de ces variations ont été relevées sur

le graphique de la Figure 4 (page 10) pour un groupe d’une puissance de 400 kW. Si le taux de charge

est inférieur à 30% il est compté 25% d’énergie produite en plus. Entre 30% et 55% il est compté 10%

d’énergie produite en plus. A l’avenir il serait possible d’extrapoler les fonctions associée aux valeurs du

graphique afin de calculer la production corrigée pour n’importe quelle puissance de groupe. Cette

production corrigée se retrouve dans le calcul de la consommation de carburant finale et a donc une

influence sur les résultats économiques.

Energie transitée dans les batteries :

Actuellement celle-ci n’est pas prise en compte dans le calcul de leur durée de vie. D’après la

documentation associée au logiciel HOMER, ces deux paramètres sont, a priori, très dépendants. La

Figure 28 est tirée de cette même documentation dans laquelle les concepteurs expliquent que, dans

leur modèle, la durée de vie des batteries est dépendante de l’énergie qui les traverse uniquement. En

effet, pour le type de batterie donnée en exemple, l’énergie maximum qu’elle peut faire transiter est peu

dépendante de la profondeur de décharge, tant qu’elle ne dépasse pas 50% de la capacité nominale. La

validité de cette simplification pour d’autres modèles de batteries est à vérifier.

Figure 28: Courbes caractéristiques d’une batterie stationnaire US -250 (Battery Manufacturing

Company) [4].

Rendement des batteries et des onduleurs chargeur :

Dans le premier outil, les rendements en charge et en décharge, des batteries et des onduleurs

chargeurs, n’étaient pas pris en compte. Ceux-ci sont maintenant intégrés dans les calculs du nouvel

outil. Actuellement les onduleurs chargeurs ont des rendements proches de 98%. Les rendements

énergétiques d’une batterie au plomb, part de l’énergie effectivement chargée puis déchargée par

rapport à l’énergie totale de charge, varient de 70% à 80%. Ces données sont à préciser et à vérifier.



7.7.2 Sort ies notables

En plus des sorties décrites dans la partie précédente, l’outil permet de maintenant de calculer :

L’énergie produite par chaque source pour la charge des batteries ;

La production de chaque source pour les consommateurs ;

Le taux d’écrêtage moyen.

7.7.3 Justif icat ion de l ’ut i l isat ion d’un prof i l de gisement solaire synthétique

Les simulations présentées précédemment ont été réalisées à partir d’un profil de gisement

« synthétique ». En effet, à partir des gisements solaires moyens mensuels, un programme a permis de

synthétiser le gisement heure par heure sur toute l’année. Ce profil n’est pas uniforme pour représenter

l’effet de passages nuageux ponctuels ou à l’échelle de la journée. La Figure 29 représente le gisement

solaire synthétisé lors d’une semaine du mois d’août, pendant la saison des pluies. Bien qu’il y ait des

disparités entre les journées, le total sur l’année est identique à la somme des gisements moyens

mensuels réels de départ.

Figure 29: Gisement global synthétique du 2 au 8 aout, effet des nuages.

Ces profils, plus proches de la réalité, permettent de pendre en compte l’effet intermittent de la

production photovoltaïque sur le comportement des autres sources comme la Figure 30 le montre. Les

journées peu ensoleillées, il n’y a pas ou peu de surplus photovoltaïque pour charger les batteries. La

nuit, le groupe électrogène est donc sollicité plus longtemps. Ce type de comportement ne serait pas

visible sur une simulation basée sur une seule journée comme le faisait le premier outil de calcul.

Figure 30: Effet des journées nuageuses sur la production PV, l'état de charge des batteries et la

sollicitation des groupes électrogènes. La consommation est uniforme.



Pourtant, après comparaison des résultats d’un même dimensionnement pour un profil de gisement

moyen et un profil de gisement synthétique, très peu de différences sont notables au niveau de coût du

kWh. L’impact peut être différent d’un dimensionnement ou d’une stratégie à l’autre.

7.7.4 Impact de la stratégie de gestion sur les résultats économiques

L’influence de la stratégie de commande sur les résultats techniques d’un dimensionnement est vérifiée.

L’influence sur les résultats économiques a aussi été quantifiée. Cette dernière est très différente d’un

dimensionnement à un autre et d’une stratégie à l’autre. Il est à noter que même si les comportements

de l’installation peuvent êtres très différents d’une stratégie à l’autre comme il est montré dans la partie

7.5, et engendrer des résultats économiques proches. Une stratégie de commande adéquate permet

d’avoir des comportements viables mais n’influe pas nécessairement sur la quantité de carburant

consommée et donc non plus sur le coût du kWh.

7.7.5 LA PROBLEMATIQUE DE L’OPTIMISATION

Le premier outil de calcul permet de calculer le CGA pour un ensemble de valeurs de puissances

photovoltaïques. Il est alors possible de déterminer la puissance photovoltaïque optimale par rapport au

CGA. La même démarche est possible pour déterminer le dimensionnement optimal de toute

l’installation et c’est ce que fait le logiciel HOMER. L’utilisateur configure un périmètre de recherche sous

la forme d’ensembles de valeurs de dimensionnement possibles. Le logiciel réalise alors la simulation de

toutes les combinaisons de ces valeurs et détermine le CGA engendré par chacune. Le nombre de

simulations peut donc être très important. La Figure 31 résume le processus d’optimisation appliqué à

toutes les composantes de l’installation, architecture, stratégie de commande et dimensionnement des

sources.

Soit une installation comportant trois sources 1, 2 et 3, définies par leurs puissances, si n1, n2 et n3 sont

les nombres de puissances à évaluer pour les sources 1, 2 et 3 respectivement, le nombre de simulation

est n1xn2xn3. Si les simulations s’appuient sur des profils horaires de 8760 valeurs, le temps de calcul

peut devenir non négligeable. Pour le réduire, un algorithme d’optimisation doit être trouvé ou conçu.

Une fois celui-ci développé, des fonctionnalités supplémentaires pourront êtres envisagées :

- L’utilisateur pourrait paramétrer des critères techniques pour filtrer les résultats selon son besoin.

- Des analyses de sensibilité du dimensionnement optimal deviennent possibles. La démarche

décrite plus haut serait réitérée pour toutes les combinaisons de facteurs extérieurs à évaluer.

Architecture

Stratégie de commande

Système de commande

Coût du kWh

Investissement

Energie produite

Coût carburant

Remplacement onduleurs

Remplacement stockage

Entretien/maintenance

Ecrêtage

Remplacement groupes

Puissance PV

Puissances des GE

Capacité de stockage

Puissance stockage

Figure 31 : Processus d’optimisation du coût du kWh par variations des paramètres d’entrées.



8. MARCHE DES INSTALLATIONS PHOTOVOLTAÏQUES HYBRIDES

8.1. UN MARCHE AMBIGU

D’après les recherches effectuées dans le cadre de ce projet, Cythelia est face à un marché ambigu.

- Les projets de tailles importantes (>500kWc) sont rares et sont gérés directement par les

fabricants de matériel. L’intérêt des fabricants étant, pour l’instant, de réaliser des projets

« vitrines », leur implication est forte.

- Les projets de faibles puissances à l’échelle domestique (<20kW) sont ponctuels, un bureau

d’étude est rarement sollicité.

- Les projets intermédiaires sont difficiles à capter. C’est pourtant ici que se trouve le marché le

plus prometteur. Les projets concernent souvent des communautés ou des petits industriels. La

difficulté est de connaitre les canaux par lesquels transitent ces demandes. Une meilleure

visibilité de Cythelia dans le domaine est à travailler.

- Les projets d’antennes de télécomunication, nombreux, font appel à des solutions standards, ici

aussi l’intérêt du bureau d’étude est questionnable.

Il y a donc peu de demandes d’étude sur lesquelles Cythelia pourrait se positionner. Encore moins en

ce qui concerne la fourniture d’un logiciel de dimensionnement d’installations hybrides.

La demande est exclusivement étrangère. Elle provient majoritairement de pays peu développés, d’où la

rareté des projets faute de moyens. Les projets de tailles importantes sont localisés dans des pays où

les moyens sont plus importants : Afrique du Sud, Australie. En Australie 400 millions de dollars ont été

attribués à la transition énergétique des sites isolés. De nombreux industriels australiens, en particulier

dans le domaine minier, n’ont pas accès au réseau dans ce pays étendu. La Chine pourrait avoir une

problématique similaire.

Un marché prometteur à ne pas négliger est celui des DOM-TOM Français. Quelques projets pourraient

émerger prochainement pour l’hybridation de centrales diesel isolées en Nouvelle Calédonie par

exemple. C’est déjà le cas en Guyane pour le village de KAW, financé en grande partie par l’ADEME.

D’autres suivront d’ici 2015 a annoncé EDF Guyane. Le contact avec des acteurs Français pourrait

favoriser la captation de nouveaux projets par Cythelia, surtout si ceux-ci sont appuyés par des

organismes publics. C’est une voie à creuser en direction des acteurs locaux d’électrification.

Le tableau de la Figure 32 présente les projets majeurs d’hybridation qui ont eu lieu ces deux dernières

années.



Pays Client

(année) Installateur

Type de

système

Puissance PV/

Puissance

groupe

Capacité

batteries

Ile Maurice

(Flack)

SuperU, ville de

Flack (2014, en

construction)

Dhybrid Power

System

(Donauer)

Fuel Save

(Donauer,

HyGrid

system)

3.2MW/2*1000kV

A (utilisation en

secours)

Stockage

de froid

Afrique du

Sudb

(Thabazimbi)

Cronimet Mining

Power Solution

(2012)

Solea

Fuel Save

(SMA fuel save

controller)

1MW/2x800kVA /

Tonga Ile de Vava’u

(2013) Ingenero

Stockage

(SMA sunny

island + cluster

box)

500kW/ ? ?

Australie Rio Tinto

(2014) Ingenero Fuel save 1,7MW/ ? /

Togo Togocell

(2014) Delta Stockage 25x5kW/ ? ?

Figure 32 : Liste des projets majeurs d’hybridation entre 2012 et 2014

Le développement d’un outil complet d’étude et de dimensionnement d’installations hybrides n’est pas

justifié par rapport au marché actuel. A l’avenir l’amélioration de l’outil de calcul actuel suffira à

l’entreprise pour des missions d’études. Dans le cas ou la demande d’un outil logiciel se ferait sentir,

Cythelia pourra facilement s’adapter.

8.2. UN OUTIL POUR LES CONCEPTEURS ?

Actuellement, la plupart des stratégies de commande sont définies sur-mesure par rapport au site et au

besoin du client. Il a été vu qu’il est difficile d’évaluer le comportement d’une stratégie de commande

sans s’appuyer sur un profil horaire d’éclairement, si possible, le plus proche des conditions réelles, en

prenant en compte les journées nuageuses par exemple. Les concepteurs et automaticiens peuvent

donc avoir besoin d’un outil qui leur permette d’avoir accès à ces données pour réaliser des tests fiables

des stratégies qu’ils conçoivent. A priori réduit, ce marché est à évaluer dans le cas ou des entreprises

d’automatisme, non fabricantes de matériels standards, introduiraient le domaine de l’hybridation.

8.3. UNE PLACE DANS LE DOMAINE DES MINI-RESEAUX (MICROGRIDS) ?

Un mini réseau est un ensemble de sources d’électricité et/ou de chaleur, de petites puissances,

inférieur au MW, de natures différentes, géographiquement proches entre elles et avec les

consommateurs. Généralement, un mini-réseau a la possibilité de se déconnecter du réseau principal, le

réseau national par exemple. Les enjeux sont alors similaires à une installation hybride en site isolé. La

gestion des différentes sources d’énergie et de stockage est indépendante du réseau principal.

Actuellement de nombreux mini-réseaux existent aux Etats-Unis et concernent principalement des

universités ou des camps militaires. Le but recherché est l’établissement d’un réseau de distribution

local, plus économique, fiable et indépendant du réseau principal. Ce type de démarche est expliqué

par la faible qualité du réseau de distribution américain et du coût important de l’électricité dans certains



états (0.15 $6 dans l’état de New-York contre 0.08 $ en France). Actuellement, l’état de New-York

compte plus de 200 MW de puissance installée sous forme de mini-réseaux7. Le graphique de la Figure

33 montre l’importance du marché américain dans le domaine des mini-réseaux.

Figure 33: Répartition mondiale des mini-réseaux, en puissance installée (MW) [5].

La problématique des mini-réseaux est similaire à celle des réseaux hybrides en site isolés. Les sources

d’énergies et de stockage sont plus variées, elles incluent les centrales de cogénération, les unités de

stockage de chaleur ou les piles à combustible. Leur dimensionnement est donc très contraint et

nécessite des outils d’étude puissants. Pour juger de l’intérêt de ce marché pour l’outil hybride décrit

dans ce rapport, il convient dans un premier temps, d’en définir les acteurs. Hormis les universités ou les

camps militaires, qui sont les demandeurs de mini-réseaux ? Quels sont les acteurs qui participent au

dimensionnement et à la conception ? Quelles entreprises interviennent dans l’automatisation de la

gestion des sources ?

En France, ou encore aucune réglementation n’est encore effective pour l’autoconsommation, le marché

semble très peu développé. A priori, la stratégie Française est orientée vers une gestion globale des

moyens de production centralisés et décentralisés, en particulier grâce à des compteurs intelligents

comme l’appareil Linky. Les mini-réseaux seraient plutôt intégrés comme des charges pilotables selon

les besoins du gestionnaire du réseau national. Des projets de recherches comme le « Nice Grid »,

coordonnée par ERDF, dans le cadre du programme ADEME « Réseaux électriques intelligents »,

attestent de cette démarche.

6 S O U R C E : U . S . E N E R G Y I N F O R M A T I O N A D M I N I S T R A T I O N

7 S O U R C E : G R E E N TE C H M E D I A

9. BILAN ET PERSPECTIVES

Dans un premier temps le projet de fin d’études a permis de valoriser les travaux déjà effectués par

Cythelia. Les méthodes et calculs employés par le premier outil de calcul ont été décrits et justifiés dans

une bibliothèque des modèles. Ce document aide à comprendre les enjeux de cet outil, sa portée et ses

limites. Point de départ des travaux réalisés sur Excel par la suite, cette bibliothèque a permis de définir

les premiers axes d’améliorations. Elle pourra servir pour un développement futur de l’outil.

Afin d’étendre les connaissances techniques de l’entreprise sur le sujet de l’hybridation photovoltaïque ,

une recherche bibliographique a été entreprise. Pour l’instant, celle-ci est loin d’être exhaustive et

beaucoup de précisions manquent par rapport à la description de certains systèmes de contrôle-

commande. Cependant, elle a permis de mettre en lumière le manque de retours d’expérience vis-à-vis

des systèmes d’hybridation à grande échelle (>500 kWc). Cette bibliographie comprend, entre autres,

une liste des coordonnées des personnes interrogées chez certains fabricants qui pourra permettre une

reprise de contact éventuelle.

L’analyse des logiciels commercialisés, dédiés à l’hybridation, représente une part importante du temps

du projet. Elle permet de comprendre les objectifs des logiciels principaux et d’avoir une vision claire de

la concurrence potentielle au développement d’un outil supplémentaire. Sa faiblesse est de ne pas

décrire les méthodes utilisées par RETScreen et Sunny Design faute de documentations. Le bilan de

l’analyse met en avant les axes de développement que le nouvel outil devrait suivre pour compléter

l’offre.

Par la suite, le projet a proposé un cadrage de ce développement. Il en définit les étapes principales et

les moyens correspondant à mettre en œuvre. Faute d’un regard expérimenté dans le développement

logiciel, la complexité de ces étapes n’est probablement pas jugée à sa juste valeur. L’ordre de ces

étapes pourra également être modifié au regard des évolutions du marché et des besoins.

La partie la plus importante de ce projet a été la recherche d’améliorations à porter au premier outil de

calcul, dans le cadre préalablement définit. L’outil a été refondu afin d’être utilisable plus facilement pour

de nouvelles études. Il est maintenant possible de prendre en compte des profils horaire de gisement et

de consommation à l’échelle de l’année. Deux modélisations, assez exhaustive en termes de cas de

figure pris en compte, ont été proposées. Celles-ci présentent des résultats cohérents. Elles ont montré

leur importance et permis de faire des observations utiles sur les enjeux du dimensionnement.

Néanmoins aucune règle ou méthode de dimensionnement n’a été conclue. De plus, l’impact des

stratégies de gestion sur les résultats économiques, donnés par l’outil, est assez faible. Des

améliorations supplémentaires doivent encore être apportées pour obtenir un outil avec une réelle valeur

ajoutée par rapport au précédent.

Une étude sommaire du marché des installations hybrides a eu pour objectif de cibler les applications

que pourrait avoir le nouvel outil. Ses conclusions posent plus de questions que de réponses. Une étude

plus approfondie est nécessaire pour explorer les possibilités qu’elle évoque.

Finalement, ce projet a exploré les différentes voies possibles de développement et d’amélioration des

outils déjà en possession de Cythelia. Plus qu’une réelle progression de ces derniers, le projet a mis en

relief les possibilités de développement les plus prometteuses ainsi que leurs écueils. Cythelia a

maintenant plus de cartes en mains pour décider des prochaines améliorations de l’outil.



CONCLUSION

Ces vingt-huit semaines de projets de fin d’études, dont huit se sont déroulées en Guinée Conakry, ont

été formatrices à tous points de vue. Cette première expérience dans la ville de Conakry, réputée pour

être la capitale la plus obscure du monde m’a ouvert les yeux sur les enjeux énergétiques auxquels sont

confrontés de nombreuses parties du monde. De l’étude à la gestion de chantier, les travaux que j’ai

effectués là bas pour l’entreprise INJELEC m’ont confronté à des situations nouvelles et inattendues.

Bien que cette période ait été courte, cette expérience a été une introduction concrète et formatrice dans

le domaine de l’hybridation photovoltaïque en site isolé.

Le projet de modélisation, objet de cette synthèse, dans l’entreprise CYTHELIA, a été l’occasion

d’aborder un autre aspect de ce domaine. J’ai alors du adopter une tout autre démarche, proche d’un

travail de recherche et de développement. Impact des énergies renouvelables dans la gestion d’un

réseau en site isolé, système de contrôle-commande, stratégie de gestion, dimensionnement,

modélisation, estimation économique, optimisation ont été autant de thèmes abordés transversalement.

Ces travaux n’ont pas tous porté leurs fruits mais ont toujours été l’occasion d’enrichir ma culture

technique et professionnel. A ceci s’ajoute la réalisation de travaux subsidiaires tels que la rédaction

d’une analyse des produits liés à l’autoconsommation présents sur le marché, ou la recherche d’une

méthode de calcul simplifié de la courbe I-V d’un champs de modules partiellement ombragé. Cette

expérience très complète autour de l’énergie photovoltaïque sera, je l’espère, l’occasion de m’engager

plus loin dans cette voie.



INDEX ET ABREVIATIONS

PV : photovoltaïque.

Prix du pétrole BRENT : Le brent est une sorte de pétrole extrait en mer du Nord qui sert de brut de

référence au niveau mondial. Son prix détermine celui de 60 % des pétroles extraits dans le monde.

Pénétration photovoltaïque : Sa définition peut varier sensiblement en fonction des fabricants de

systèmes d’hybridation. Dans cette synthèse, elle est définie comme étant le rapport de la puissance PV

crête par la puissance nominale des groupes électrogènes d’une installation hybride.

OPzV : (Ortsfest Panzerplatte Verschlossen), batterie stationnaire close à plaques tubulaires.

OPzS : (Ortsfest Panzerplatte Spezial), batterie stationnaire ouverte à plaques tubulaires.

kWc : (kilo-Watt-crête) puissance d’un générateur photovoltaïque dans les conditions standards

d’éclairement et de température.

GE (ou groupe) : Groupe Electrogène.

Hybridation : relatif à l’utilisation de sources de natures différentes pour l’alimentation électrique d’un

même réseau.

ASI : Alimentation Sans Interruption.

CGA : Coût global actualisé, dans cette synthèse cette abréviation est toujours relative à un kWh produit

par une installation hybride.

LCOE : (Levelized Cost Of Energy) coût global actualisé du kWh.

E&M : Entretien et maintenance.

TRI: Temps de Retour sur Investissement.

VAN: Valeur Actualisée Nette.

ADEME: Agence De l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie.

ERDF: Electricité Réseau Distribution France.

http://fr.wikipedia.org/wiki/P%C3%A9trole_brut



BIBLIOGRAPHIE

[1] « Off-grid 2.0 » ; GALLEGO Alberto, PV-magazine (Décembre 2013).

[2] « Mini-réseaux hybrides PV-diesel pour l’électrification rurale » ; LENA Grégoire (IED), Rapport

AEI-PVPS T9-13:2013 (Juillet 2013)

[3] « PV Hybrid Mini-Grids: Applicable Control Methods for Various Situations »; L. A. C. Lopes, ,

Report IEA-PVPS T11-07:2012 (Mars 2012)

[4] « Micropower system modeling with HOMER »; LAMBERT Tom (Mistaya Engineering Inc.),

GILMAN Paul and LILIENTHAL Peter (National Renewable Energy Laboratory), Chapter 15,

(2006)

[5] « Over 400 Microgrid Projects Underway, En Route to $40 Billion Market»; MARCACCI Silvio, TheEnergyCollective (Avril 2013)

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