Analyse technico conomique dun systme hybride ... ? technico-conomique dun systme hybride

  • Published on
    13-Sep-2018

  • View
    212

  • Download
    0

Transcript

Revue des Energies Renouvelables Vol. 9, N3 (2006) 127 - 134 127 Analyse technico conomique dun systme hybride (photovoltaque/olien) autonome pour le site dAdrar S. Diaf 1*, M. Haddadi 2 et M. Belhamel 1 1 Centre de Dveloppement des Energies Renouvelables, B.P. 62, Route de lObservatoire, Bouzarah, Alger 2 Ecole Nationale Polytechnique, B.P. 182, 10 Avenue Hassen Badi, El Harrach, Alger (reu le 03 Juin 2006 - accept le 30 Septembre 2006) Rsum - Nous prsentons dans cet article une tude de dimensionnement et doptimisation technico-conomique dun systme hybride photovoltaque/olien autonome avec batteries de stockage. Deux mthodes sont dveloppes pour ce type de systme. La premire est base sur la moyenne des valeurs mensuelles annuelles dans laquelle la taille des gnrateurs photovoltaque et olien est dtermine partir des valeurs moyennes mensuelles des contributions de chaque composant. Dans la seconde mthode, la dtermination des tailles de ces deux composants du systme est base sur le mois le plus dfavorable (dfini comme tant le mois qui ncessite la plus grande utilisation de la surface du gnrateur photovoltaque/olien). Loptimisation a t effectue en tenant compte du paramtre conomique qui reprsente un critre ne pas ngliger dans les systmes fonctionnant avec des sources renouvelables. Afin de faire ressortir la configuration technico-conomique optimale, plusieurs combinaisons de la fraction de la charge alimente par le photovoltaque sont considres et pour lesquelles le cot total est dtermin. La configuration optimale sera ainsi obtenue pour les deux mthodes. Nos rsultats montrent que le photovoltaque prsente une variante plus favorable dans le site dAdrar relativement lolien et cela par les deux mthodes utilises. La mthode du mois le plus dfavorable prsente un cot du systme plus lev par rapport celle de la moyenne des valeurs mensuelles par an. Cela est du la meilleure fiabilit que prsente le systme dduit de cette mthode. Abstract - This paper presents the sizing and techno-economic optimisation for autonomous photovoltaic/wind hybrid with battery storage. Two methods are examined to illustrate calculation of the relative contributions of photovoltaic and wind energy for stand alone hybrid system. Method 1 uses the annual average monthly values. In which the size of the PV panel and wind generator is derived from the yearly averaged monthly values of the component contributions. With method 2, the renewable components are sized with respect to the worst renewable months. For both methods, the required numbers of the PV panels and wind generators (WG) units for supplying the load is determined. The techno-economic optimisation of autonomous energy system taking into account the economic factor (system cost) which represents a criterion with not neglecting in the systems with renewable sources. In order to disclose the optimum techno-economic configuration, several combinations (varying the photovoltaic coverage of the load fraction) are examined for which the total cost is determined. In consequently, the optimum renewable configuration is then obtained for both methods. From the obtained results, it is also seen that there is an economically favourable trend to use PV rather than wind power in Adrar for both methods. The worst months method presents a higher cost system compared to that of the yearly average monthly method. That is due to the reliability which presents the system deduced from this method. Mots cls: Energie solaire - Energie olienne - Systme hybride - Dimensionnement - Optimisation - Facteur dautonomie. 1. INTRODUCTION Pour un dveloppement durable, le recours lutilisation des systmes nergtiques sources dnergies renouvelables est devenu indispensable. Connaissant les problmes rencontrs pour le transport de lnergie lectrique dans les zones loignes, ainsi que le cot lev, il serait plus * sdiaf@cder.dz - * mourad.haddadi@enp.edu.dz - * mbelhamel@cder.dz S. Diaf et al. 128 judicieux denvisager lutilisation de systmes hybrides photovoltaque/olien dans ces rgions puisque les gisements solaire et olien y sont importants. Ltude pralable de ce type de systme est une tape importante, du fait quun systme surdimensionn traduira des surcots, tandis quun systme sous dimensionn serait moins fiable. Le sud algrien et plus particulirement le site dAdrar dispose dun fort potentiel nergtique solaire et olien ce qui plaide en faveur du dveloppement des systmes sources dnergies renouvelables dans ces rgions. Il est alors ncessaire de connatre la contribution de chaque source (photovoltaque et olien) pour lalimentation de la charge afin de faire ressortir la variante optimale, tenant compte du facteur conomique. Cest cette tude de dimensionnement optimal qui est prsente dans ce qui suit. 2. ANALYSE DU POTENTIEL ENERGETIQUE SOLAIRE ET EOLIEN DISPONIBLE A ADRAR Adrar est dot dun fort potentiel de rayonnement solaire, et la rgion est caractrise par une saison dt trs chaude (Juin - Septembre) avec une temprature moyenne mensuelle qui dpasse les 36 C. Les valeurs moyennes mensuelles journalires de lirradiation globale sur plan horizontal et inclin ( la latitude) pour la priode 1997-2000 sont reprsentes dans la figure 1. Lirradiation moyenne journalire sur plan horizontal est importante sur la priode avril - aot, comparativement aux autres mois de lanne, elle dpasse les 8 kWh/m2.jour durant les mois de juin et juillet. Remarquant que durant la priode avril - aot, lirradiation sur le plan horizontal est plus importante que sur le plan inclin. Du mme pour le gisement olien, en se basant sur les donnes de lOffice National de la Mtorologie O.N.M. du site dAdrar sur la priode 1978-1988 [1], la vitesse moyenne mensuelle est reprsente dans la figure 2. On peut constater que le site dAdrar est dot aussi dun gisement olien considrable avec une vitesse moyenne annuelle du vent de lordre de 5.9 m/s pour une hauteur de 10 mtres et une vitesse moyenne mensuelle gnralement leve pendant la priode estivale juillet - septembre dpassant les 6 m/s par rapport aux autres mois de lanne. Ceci prouve clairement que le site dAdrar est bien adapt pour une production de lnergie olienne. Fig. 1: Irradiation globale moyenne mensuelle du site dAdrar Fig. 2: Vitesse moyenne mensuelle du vent du site dAdrar Analyse technico conomique dun systme hybride photovoltaque/olien 129 3. CARACTERISTIQUES DES ENERGIES PHOTOVOLTAQUE ET EOLIENNE 3.1 Gnrateur photovoltaque Lnergie produite par un gnrateur photovoltaque est estime partir des donnes de lirradiation globale sur plan inclin, de la temprature ambiante et des donnes du constructeur pour le module photovoltaque utilis. Lnergie lectrique produite par un gnrateur photovoltaque est donne par [2]: infcgen G.P.A.E = (1) o cA reprsente la surface totale du gnrateur photovoltaque (m2); gen le rendement du gnrateur photovoltaque et inG lirradiation solaire sur plan inclin (kWh/m2). Le rendement du gnrateur photovoltaque est reprsent par lquation suivante: { })25T(1 crgen = (2) +=80020NOCTGTT inac (3) est le coefficient tenant compte de la variation du rendement du module photovoltaque en fonction de la temprature, qui est pris (0.0045 /C); r est le rendement de rfrence du gnrateur photovoltaque; aT la temprature ambiante moyenne journalire; cT la temprature cellule moyenne journalire (C); NOCT est la temprature nominale de fonctionnement de la cellule et fP qui est le facteur de remplissage du module, gal 0.9. 3.2 Gnrateur olien La puissance contenue sous forme dnergie cintique, P (W), dans le vent est exprime par: 3v.A..21P = (4) avec: A est la surface traverse par le vent (m2); est la densit de lair (= 1.225kg/m3) et v la vitesse du vent (m/s). Le gnrateur olien ne peut rcuprer quune partie de cette puissance de vent et qui reprsente la puissance produite par le gnrateur olien: 33eel 10.v.A.C..21P = (5) eC est le facteur defficacit, qui dpend de la vitesse du vent et de larchitecture du systme [3]. Il est dtermin partir des performances de lunit de transformation. gmpe ..CC = (6) m et g reprsentent le rendement respectivement du multiplicateur et de la gnratrice. Cp est le coefficient de performance de la turbine olienne. Il ne peut thoriquement pas dpasser une limite dite limite de Betz ( 593.0C limite-p = ). Dans cette tude, on prend 45.0Ce = . Par consquent, lnergie produite par le gnrateur olien est exprime par: t.PE elel = (7) S. Diaf et al. 130 4. METHODE DE DIMENSIONNEMENT DU SYSTEME Lnergie mensuelle produite par le systme par unit de surface est note m,pvE (kWh/m2) pour le photovoltaque et m,elE (kWh/m2) pour lolien (o m = 1, , 12, reprsente le mois de lanne). Le mois le plus dfavorable est fonction de la charge mensuelle, des ressources climatiques et des performances des composants du systme. La surface du gnrateur ncessaire pour assurer la couverture totale (100 %) de la charge ( )LE durant le mois le plus dfavorable est exprime par: =m,im,Li EEmaxA (8) avec pvi = pour le gnrateur photovoltaque et eli = pour le gnrateur olien. Dans un systme hybride photovoltaque/olien, le terme de lnergie totale produite est assez indfini dans le sens o la contribution de chacune de ces parties nest pas dtermine. Lnergie totale produite par les deux gnrateurs photovoltaque et olien qui alimentent la charge est exprime par: Lelelpvpv EA.EA.E =+ (9) avec Lpvpv E.fA.E = (10) Lelel E.)f1(A.E = (11) o f reprsente la fraction de la charge alimente par la source photovoltaque et )f1( celle alimente par la source olienne. La valeur limite 1f = indique que la totalit de la charge est alimente par la source photovoltaque, quant 0f = correspond une alimentation 100 % olienne. Dans cette tude de dimensionnement et doptimisation, deux mthodes sont utilises, et elles sont bases sur la moyenne mensuelle annuelle et la moyenne du mois le plus dfavorable de lnergie totale incidente. 4.1 Mthode des moyennes mensuelles annuelles Dans cette mthode, la taille des gnrateurs photovoltaques et olien est tire des valeurs moyennes annuelles de chaque contribution nomme pvE , elE (pour un mois). De la mme manire, la charge est reprsente par la valeur moyenne mensuelle annuelle. Par consquent, les surfaces des deux gnrateurs photovoltaque et olien sont donnes par: pvLpv EE.fA = (12) elLelEE.)f1(A = (13) Cette mthode est utilise lorsque les donnes mtorologiques incidentes sont disponibles. 4.2 Mthode du mois le plus dfavorable Pour cette mthode, le dimensionnement des composants du systme (gnrateurs photovoltaque et olien) se fait en fonction du mois le plus dfavorable pour le solaire et pour lolien. Les surfaces ncessaires pour les deux gnrateurs sont exprimes par: Analyse technico conomique dun systme hybride photovoltaque/olien 131 =m,pvm,Lpv EEmax.fA (14) =m,elm,Lel EEmax.)f1(A (15) Dans notre cas, LE est constante. 4.3 Surfaces retenues des composants Economiquement, la taille relle retenue pour chaque gnrateur est particulirement importante pour les systmes de petite chelle car elle peut tre diffrente de celle (thorique) qui est dtermine dans les quations prcdemment mentionnes. La taille (surface) relle est calcule selon la surface de lunit du composant ( 2u,pv m3.0S = et 2u,e m65.0S = ). u,iu,iir,i A.AAENTA = (16) telle que u,iiAAENT reprsente la valeur entire du rapport, prise par excs. 4.4 Facteur dautonomie Le facteur dautonomie R est dfini comme gal 1 moins le rapport du nombre total dheures o on a le dficit ( )HDC au nombre total dheures de fonctionnement. totHHDC1R = (17) Pour un fonctionnement annuel, totH = 8760 heures. 4.5 Taille de la batterie La taille de la batterie de stockage est dtermine partir de la charge demande maximale max,LE (charge mensuelle maximale). La capacit de la batterie de stockage peut tre exprime par: msysmax,Lbat Nt.VH1000.EC = (18) o sysV est la tension du systme; mN le nombre de jours du mois le plus dfavorable; t reprsente la dure relative en jours lautonomie demande, qui est dfinie par le concepteur. La capacit relle de la batterie est dtermine partir de la capacit dune unit de batterie u,batC comme pour le cas des surfaces des gnrateurs photovoltaque et olien. u,batu,batbatr,bat C.CCENTC = (19) 5. ANALYSE ECONOMIQUE Le cot total du systme reprsente la somme des cots initiaux de tous les composants, les cots doprations et de maintenance et les cots de remplacement. S. Diaf et al. 132 Pour cette analyse conomique, seuls les cots des composants seront pris en compte. Le cot total du systme sera donn par: batelpvtot CCCC ++= (20) Les prix unitaires de chaque composant sont relatifs lanne 2001 [5]. - Module photovoltaque amorphe: 58.78 pour une surface de 0.3 m2 - Gnrateur olien: 327 pour une surface de 0.65 m2. 6. ANALYSE ET DISCUSSION DES RESULTATS Le tableau 1 montre la production nergtique mensuelle des composants du systme hybride tudi et la taille de chaque composant ncessaire pour satisfaire une charge de consommation journalire suppose constante de lordre de 0.720 kWh par jour en utilisant les donnes relles du site dAdrar. Tableau 1: Energies spcifiques mensuelles produites par les gnrateurs photovoltaque et olien pour le site dAdrar et tailles ncessaires des deux gnrateurs Mois Irradiation mensuelle (kWh/m2.j) pvE mensuelle (kWh/m2) elE mensuelle (kWh/m2) LE (kWh) pvA (m2) elA (m2) Janvier 178,157 15,2324 32,2904 22,32 1,4653 0,6912 Fvrier 184,212 15,2528 30,8160 20,16 1,3217 0,6542 Mars 234,794 18,8070 53,7566 22,32 1,1868 0,4152 Avril 233,43 18,4877 40,7574 21,60 1,1683 0,5300 Mai 231,415 17,9116 44,2940 22,32 1,2461 0,5039 Juin 223,35 16,8853 36,7516 21,60 1,2792 0,5877 Juillet 231,415 17,2867 56,3160 22,32 1,2912 0,3963 Aot 227,788 17,0158 48,8727 22,32 1,3117 0,4567 Septembre 210,09 16,0719 45,0444 21,60 1,3440 0,4795 Octobre 198,307 15,7059 34,11769 22,32 1,4211 0,6542 Novembre 169,98 14,0743 36,7516 21,60 1,5347 0,5877 Dcembre 163,463 14,1232 32,2904 22,32 1,5804 0,6912 Moyenne mensuelle 207,200 16,4046 41,0049 21,9 1,3350 0,5540 Tableau 2: Mthode 1 - Dimensionnement selon la moyenne mensuelle annuelle PV%1001f = et Eolien%1000f = f pvA (m2) Modules PV (Nb) elA (m2) Gnrateur olien (Nb) Cot PV Cot olien Cot total PV + olien 1 1.5 5 0 0 293.9 0 293.9 0,9 1,5 5 0,65 1 293,9 327 620.9 0,8 1,2 4 0,65 1 293,9 327 562.12 0,7 1,2 4 0,65 1 235,12 327 562.12 0,6 0,9 3 0,65 1 176,34 327 503.34 0,5 0,9 3 0,65 1 176,34 327 503.34 0,4 0,6 2 0,65 1 117,56 327 444.56 0,3 0,6 2 0,65 1 117,56 327 444.56 0,2 0,3 1 0,65 1 58,78 327 385,78 0,1 0,3 1 0,65 1 58,78 327 385,78 0 0 0 0,65 1 0 327 327 Modules PV (Nb): Nombre de modules PV et Gnrateur olien (Nb): Nombre de gnrateur olien Analyse technico conomique dun systme hybride photovoltaque/olien 133 Tableau 3: Mthode 2 - Dimensionnement selon le mois le plus dfavorable f pvA (m2) Modules PV (Nb) elA (m2) Gnrateur olien (Nb) Cot PV Cot olien Cot total PV + olien 1 1,8 6 0 0 352.68 0 352.68 0,9 1,5 5 0,65 1 293.9 327 620.9 0,8 1,5 5 0,65 1 293.9 327 620.9 0,7 1,2 4 0,65 1 235.12 327 562.12 0,6 1,2 4 0,65 1 235.12 327 562.12 0,5 0,9 3 0,65 1 176.34 327 503.34 0,4 0,9 3 0,65 1 176.34 327 503.34 0,3 0,6 2 0,65 1 117.56 327 444.56 0,2 0,6 2 0,65 1 117.56 327 444.56 0,1 0,3 1 0,65 1 58.78 327 385.78 0 0 0 1,3 2 0 654 654 Les rsultats obtenus de la simulation par la premire mthode sont reprsents dans le tableau 2 dans lequel sont prsents le nombre dunits de chaque composant du systme (photovoltaque et olien) dfini comme le rapport entre la surface du gnrateur et la surface unitaire et le cot total du systme pour chaque configuration. Ces rsultats montrent que la configuration avec systme photovoltaque seul ( 1f = avec 5 modules photovoltaques ayant un cot de 293.9 ) est celle la plus conomique. Pour le systme olien pur, les rsultats montrent que la charge est alimente totalement avec un cot qui nest pas loin du cot minimum. Quant au systme hybride, le plus conomique est celui qui prsente 2,0f = et 3,0f = (un module photovoltaque et un gnrateur olien) avec un cot de 385.78 (Tableau 2). Pour la deuxime mthode, les rsultats illustrs dans le tableau 3 montrent que le cot du systme est relativement lev et la configuration photovoltaque seule prsente aussi la configuration optimale, mais avec 06 modules photovoltaques avec un cot de 352.68 . Quant au systme hybride, le plus conomique est celui qui a le facteur 1,0f = , avec un module photovoltaque et un gnrateur olien. Un point important retenir dans cette tude est que le photovoltaque prsente une option favorable conomiquement pour ce type de charge Adrar. 7. CONCLUSION Pour le site dAdrar et une charge particulire telle que dfinie dans cette tude, le systme photovoltaque seul a un impact conomique plus favorable par rapport celui olien. La mthodologie prsente pour le dimensionnement et loptimisation du systme hybride utilisant les deux scnarios montre que la mthode du mois le plus dfavorable donne un cot du systme plus lev par rapport celle de la moyenne des valeurs mensuelles par an. Cela est d la fiabilit que prsente le systme dduit de la premire mthode. Indpendamment de la mthode utilise, loptimisation du dimensionnement dun systme hybride photovoltaque / olien ncessite une analyse dtaille de la consommation (alatoire), des donnes de lclairement solaire et de la vitesse du vent avec sa fonction de distribution. En plus des aspects conomiques, le facteur dautonomie est un des critres importants qui doit tre pris en considration dans toute ltude doptimisation de dimensionnement. S. Diaf et al. 134 REFERENCES [1] R. Hammouche, Atlas Vent de lAlgrie, Office National de la Mtorologie, Alger, 1991. [2] M.A. ElHadidy, Performance Evaluation of Hybrid (Wind/Solar/Diesel) Power Systems, Renewable Energy, Vol. 26, pp. 401 413, 2002. [3] C.T. Kiranoudis, N.G. Voros and Zb. Maroulis, Short Cut Design of Wind Farms, Energy Policy, Vol. 29, pp. 567 578, 2001. [4] B.S. Borowy and Z.M. Salameh, Optimum Photovoltaic Array Size for a Hybrid Wind/PV System, IEEE Trans. on Energy Conversion, Vol. 9, N3, pp. 482 488, September 1994. [5] A.N. Celik, Optimisation and Techno-economic Analysis of Autonomous Photovoltaic-Wind Hybrid Energy Systems in Comparison to Single Photovoltaic and Wind Systems, Energy Conversion and Management, Vol. 43, pp. 2453 2468, 2002.

Recommended

View more >