Dimensionnement et Optimisation Technico-économique d'un ...

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    05-Jan-2017

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Rev. Energ. Ren. Vol. 7 (2004) 73-83 73 Dimensionnement et Optimisation Technico-conomique dun Systme dEnergie Hybride Photovoltaque - Eolien avec Systme de Stockage A. El Khadimi 1, L. Bchir 2 et A. Zeroual 2 1 Institut National des Postes et Tlcommunications, Rabat, Maroc 2 Facult des Sciences Semlalia, Universit Cadi Ayyad, Marrakech, Maroc Rsum - Dans ce papier, nous prsentons dune part, une mthode qui permet de dterminer la taille et loptimisation dun systme hybride photovoltaque-olien. Dautre part, nous dterminons la configuration technico-conomique optimale en utilisant deux scnarios. Le premier scnario utilise la moyenne des valeurs mensuelles par an, alors que, le deuxime scnario introduit la notion du mois le plus dfavorable. Pour une charge fixe de 10 kWh/j, le premier scnario donne un cot plus faible par rapport au deuxime scnario. Les rsultats obtenus montrent galement que lutilisation dun systme photovoltaque comme systme dappoint avec un systme olien engendre une augmentation du prix du systme hybride pour le site de Dakhla. Abstract - In this paper we present a method that permits to determine the size and the optimization of a photovoltaic-wind hybrid system; and the optimal technico-economic configuration using two scenarios. The first one uses the yearly monthly average value, whereas, the second scenario introduces the notion of the most unfavourable month. The proposed method shows that the system cost for the first scenario is lower than the second one. The results obtained using photovoltaic system as principle system aided by wind system, show an increase of the cost for the site of Dakhla. Mots Cls: Systme hybride Dimensionnement - Energie solaire - Energie olienne - Technico-conomique. 1. INTRODUCTION L'utilisation d'un arognrateur ou un systme photovoltaque peut ne pas subvenir lui seul aux besoins nergtiques souhaits. En effet, l'nergie olienne ou l'nergie solaire peut nous faire dfaut au moment o nous en avons le plus besoin. Pour assurer le fonctionnement d'une installation durant toute l'anne, on envisage l'utilisation d'un systme d'appoint. Plusieurs travaux ont t raliss en utilisant comme systme d'appoint un groupe lectrogne, un groupe diesel ou autres dont le fonctionnement dans ces installations est li la nature des besoins [1-7]. Un systme d'appoint base d'nergie fossile rduit la capacit de stockage ncessaire et le cot, mais d'une part, il ncessite la maintenance et le carburant et d'autre part, il prsente comme inconvnients le bruit et la pollution. Pour un dveloppement cologique et conomique, le couplage d'un systme photovoltaque - olien (PV-E) peut tre trs intressant lorsque les conditions locales sont favorables du point de vue vent et ensoleillement [2]. Les installations d'nergie solaire photovoltaque par leur caractre d'autonomie doivent tre dimensionnes pour qu'elles fournissent de l'nergie continuellement durant toute l'anne. Ce qui exige la dtermination du nombre de modules ncessaires pour le mois le plus dfavorable de l'anne. Et par consquent, on assiste un surplus d'nergie pour le reste des mois et une augmentation considrable du cot du projet [3]. A. El Khadimi et al. 74 Les priodes de l'anne ayant une faible insolation correspondent celles ayant un meilleur potentiel olien. Il est donc vident qu'une complmentarit entre l'nergie olienne et solaire est souhaitable et que le couplage de ces deux sources d'nergies est la solution la plus sre et la moins coteuse pour des systmes autonomes d'lectrification [4]. L'objectif principal de cette tude est de dimensionner et optimiser un systme hybride PV-E, en introduisant deux scnarios qui se basent sur les moyennes mensuelles et les moyennes du mois le plus dfavorable de l'anne. 2. SYSTEME HYBRIDE PHOTOVOLTAIQUE - EOLIEN (PV-E) Le systme coupl PV-E a t simul en utilisant des donnes synthtiques de l'irradiation solaire et de la vitesse du vent collectes du 1er janvier 1985 au 31 dcembre 1995, pour le site de Dakhla, situ au sud du Maroc, (latitude = 2345'N, longitude = 1556'W, altitude = 10 m). L'intrt d'un tel couplage est d'avoir plus d'nergie, mais, comme pour tout systme solaire, le risque demeure d'avoir trop d'nergie certains moments et pas assez d'autres (absence de vent par ciel couvert, par exemple). Il s'agit donc, par l'intermdiaire d'un systme de stockage, d'emmagasiner l'excs nergtique lorsqu'il existe et de le restituer lors des priodes de manque d'apport [7, 8]. Fig. 1: Schma d'un systme PV-E Pour faire cette analyse, nous dfinissons un systme de conversion compltement intgr qui combine les deux sortes d'nergies. Ce systme contient la conversion d'nergie solaire et olienne, qui est ensuite reli au stockage et la demande comme le schmatise la figure 1 [9]. 2.1 Elments constitutifs du systme hybride Les systmes PV-E comprennent gnralement : un systme gnrateur, un systme de rgulation, un systme de stockage, Dimensionnement et Optimisation Technico-conomique d'un Systme 75 des quipements de puissance, une charge. Le systme gnrateur est compos par les modules photovoltaques et les arognrateurs. Il est indispensable que les deux fonctionnent la mme tension nominale 12 ou 24 V et en courant continu. La rgulation doit tenir compte du fait qu'il s'agit de deux courants de nature diffrents : le photovoltaque assez constant et d'un seuil bas [10], l'olien, trs variable [11]. Le systme de rgulation se chargera donc de faire fonctionner le systme gnrateur en un point optimal pour la charge des batteries. 3. METHODE DE DIMENSIONNEMENT HYPOTHESES TECHNICO-ECONOMIQUES L'tape essentielle dans la conception d'un systme coupl est la dtermination de sa taille optimale qui dpend essentiellement des donnes climatiques du site. Gnralement, on utilise les moyennes mensuelles des donnes climatiques et / ou une estimation du nombre de jours conscutifs de faible ressource climatique (vent, irradiation solaire) pour dterminer la surface de l'arognrateur, la taille des panneaux photovoltaques et la capacit des batteries. Or, le comportement dynamique du systme coupl vis--vis de la nature stochastique de l'irradiation solaire influe d'une manire remarquable sur la taille du systme ncessaire pour une application dtermine [7, 12]. En tenant compte de ces deux facteurs, et dans le but d'optimiser un systme coupl, on a ralis une simulation qui utilise les valeurs journalires de la vitesse du vent et de l'irradiation solaire pour valuer l'nergie produite par le systme. Pour tenir compte de la nature stochastique de la vitesse du vent, et du rayonnement on a considr une anne de rfrence des deux grandeurs [10]. 3.1 Les donnes climatiques et l'nergie demande Les performances des panneaux photovoltaques et des arognrateurs sont directement corrles aux donnes climatiques qui sont en principe l'irradiation solaire et la vitesse du vent. Pour un profil de charge donn, la taille du systme augmente quand les ressources climatiques sont faibles. Gnralement, la grandeur de la demande en nergie est une fonction variable du temps. Dans notre cas, on a adopt une valeur de la consommation journalire constante durant la saison. Par ailleurs, nous nous sommes limits au cas des systmes de faible ou moyenne puissance qui correspond au cas des applications domestiques, o la consommation est de l'ordre de 1 10 kWh par jour. 3.2 Performance du systme et dtermination du mois le plus dfavorable L'nergie mensuelle produite par le systme est reprsente par epv pour le photovoltaque et ee pour l'olien (les deux composantes sexpriment en kWh/m2) et Qd l'nergie demande [9]. Dans un premier temps, nous avons calcul le mois le plus dfavorable du systme qui est une fonction de la charge mensuelle. Nous dterminons le mois le plus dfavorable pour le systme photovoltaque seul et pour le systme olien seul durant l'anne. On note Spv et Se A. El Khadimi et al. 76 les surfaces respectivement des panneaux et de larognrateur qui peuvent produire une couverture de 100 % de la charge durant le mois le plus dfavorable : =pvdpv eQMaxS (1) =ede eQMaxS (2) JanvierFvrierMarsAvrilMaiJuinJuilletAotSeptembreOctobreNovembreDcembreLa Charge demandeEnergie produite par PVEnergie produite par l'olienneEnergie solaire totaleEnergie olienne totale050100150200250300kWh/mLa Charge demandeEnergie produite par PVEnergie produite par l'olienneEnergie solaire totaleEnergie olienne totale Fig. 2: Donnes mensuelles de l'nergie solaire et olienne et performance du systme hybride Du fait que la charge demande est constante, pour chaque saison, pour les donnes oliennes et photovoltaques; les rsultats montrent que le mois le plus dfavorable est le mois pour lequel lnergie spcifique rcupre est minimale. On constate daprs ces rsultats que le mois le plus dfavorable est le mois de dcembre pour les deux sources dnergies olienne et solaire. 3.3 La taille des composantes renouvelables En utilisant les deux sources renouvelables, la charge est divise en deux parties. Si la fraction de la charge donne par le systme PV est f, alors le complmentaire qui est (1 - f) de la demande doit tre satisfait par le systme olien. Les valeurs limites de f correspondent des systmes purs. En effet, f = 1 correspond une utilisation de 100 % du PV et f = 0 reprsente 100 % d'utilisation du systme olien. Donc les quations (1) et (2) deviennent : dpvpv QfeS = (3) ( ) dee Qf1eS = (4) avec pvpvpv RHSe = et 3epe VSC6125.0e = Dimensionnement et Optimisation Technico-conomique d'un Systme 77o : H : Irradiation solaire Rpv : Rendement des panneaux photovoltaques V : Vitesse du vent Cp : Facteur de conversion (coefficient de puissance d'aprs Betz Cp = 0,595) Deux scnarios sont considrs ici qui sont bass respectivement sur les moyennes annuelles pour chaque mois et des moyennes du mois le plus dfavorable [9]. 3.4 Scnario 1 (s = 1), les moyennes annuelles pour chaque mois Dans cette mthode, nous avons dtermin les surfaces des panneaux photovoltaques et de l'arognrateur partir des valeurs moyennes annuelles calcules partir des valeurs mensuelles, qu'on note pve et ee . La charge est note dQ et les surfaces des composantes solaire et olienne sont donnes par les quations suivantes : pvd1spv eQfS == (5a) ( )ed1se eQf1S == (5b) En pratique, ce scnario est utilis lorsqu'on ne dispose que des donnes moyennes climatiques annuelles. 3.5 Scnario 2 (s = 2), la mthode du mois le plus dfavorable Dans cette mthode, on dtermine les surfaces en respectant le mois le plus dfavorable pour le solaire et pour l'olien. La surface requise pour les composantes renouvelables est donne par : ==pvd2spv eQMaxfS (6a) ( ) ==ed2se eQMaxf1S (6b) Ce scnario est utilis lorsqu'on dispose d'une base de donnes mensuelles du site considr. 3.6 Les surfaces retenues des composantes renouvelables La composante retenue de la surface Si,a (i = 1 pour le PV et i = 2 pour l'olien) est particulirement essentielle pour les systmes de petite chelle conomique. Ceci est pris en compte en introduisant la surface de l'unit de composante Si,u (Spv,u = 0.3 m2 et Se,u = 0.65 m2). La surface retenue est calcule partir de l'quation suivante : u,isu,i SCteS = (7) A. El Khadimi et al. 78 avec Cte est une constante donne par le nombre entier voisin degr lev du rapport s,isi SS , s reprsente le scnario. 3.7 Coefficient d'autonomie R Le coefficient d'autonomie R du systme est calcul partir du rapport du nombre total des jours o on a le dficit au nombre total des jours de l'opration. totalNbreNJD1R = (8) Pour une opration annuelle, le nombre total est gal 365 jours. Dans le systme de mesure et d'optimisation, le critre d'autonomie est R Rmin, avec Rmin la fraction minimale du temps allou pour lequel le systme doit couvrir la demande. 3.8 Capacit du systme de stockage La consommation demande maximale Qd,max = 10 kWh, est utilise pour calculer la capacit des batteries de stockage. La capacit des batteries (en Ah) pour une priode de temps t par jour est donne par lquation suivante : msysmax,dbat NtV1000QCb = (9) avec Vsys est la tension nominale du systme et Nm est le nombre de jours du mois le plus dfavorable. La priode t est dfinie par le concepteur, par rapport lautonomie demande. Avec les composantes renouvelables, la capacit actuelle des batteries est choisie en introduisant la taille unit de la capacit Cbbat,u. La capacit actuelle est donne par l'quation suivante : u,battebat CbCCb = (10) avec Cte qui est une constante donne par la partie entire du rapport ( )u,batbat CbCb . 3.9 Analyse conomique du systme La mthode de dimensionnement consiste dterminer le triplet optimal (f, Spv, Se) qui correspond un bon fonctionnement du systme avec un cot minimal. Cest pour cela que nous avons valu le cot de chaque configuration (f, Spv, Se). Une telle analyse ncessite des donnes prcises sur le prix des diffrents lments du systme. Pour simplifier, seulement les cots capitaux des composantes Ci sont considrs dans cette tude (on na pas tenu compte du cot des cbles et les autres accessoires). Le cot total du systme est donn par la relation suivante : batepvtot CCCC ++= (11) Les prix des paramtres que nous avons utiliss dans cette optimisation sont groups dans le tableau ci-aprs : Dimensionnement et Optimisation Technico-conomique d'un Systme 79Tableau 1: Cot des quipements utiliss Module PV en Si amorphe (DH/m2) Arognrateur (DH/m2) Batterie (DH/Ah) 4200 8000 30 4. SIMULATION 4.1 Procdure La procdure d'optimisation et de mesure que nous avons reprsente est divise en deux tapes. Premirement, nous avons dtermin la configuration conomique optimale de la composante renouvelable, sans tenir compte de la capacit des batteries. Nous avons vari la fraction f d'un pas de 0.1 (0 f 1) et pour chaque valeur de f la surface des composantes renouvelables est calcule, respectivement partir des quations (5a, 5b) et (6a, 6b), en utilisant les deux scnarios (1 et 2). Puis, nous avons dtermin la surface retenue partir de l'quation (7). En tenant compte des cots des composantes renouvelables, nous avons dtermin le triplet optimal (f, Apv, Ae). Dans un deuxime temps, nous avons calcul la capacit des batteries partir des quations (9) et (10), pour une priode dtermine t. La simulation que nous avons utilise par la suite est base sur une analyse jour par jour de l'nergie S(j) contenue dans les batteries. S(j) dpend de l'tat de charge de la veille (S(j-1)), de l'nergie des composantes renouvelables (epv + ee) et de la consommation assure par le systme de stockage (Qd / Rbat), o Rbat est le rendement des batteries. Dans notre programme (Fig. 3), nous avons simul le rle du rgulateur par des tests sur la quantit d'nergie S(j) stocke dans les batteries. Si S(j) est infrieure 20 % de la capacit des batteries, cela signifie que la demande nest pas entirement satisfaite durant cette journe, le jour j est alors compt comme jour de dficit. A partir de ces journes dficitaires, nous avons calcul le coefficient d'autonomie R. 4.1 Rsultats Les rsultats de simulation pour le scnario 1 sont reprsents dans les figures 4 et 5. Nous remarquons que, la configuration la plus conomique du systme avec le scnario 1 est un systme olien pur, 0f opt1s == , couvrant une charge de kWh10Qd = . On constate aussi que pour la mme demande, le systme hybride le plus conomique est pour fs=1 = 0.1 avec un cot de 19 220 DH. Les rsultats de l'optimisation du systme avec le scnario 2 sont rsums dans les figures 6 et 7. On constate d'aprs les figures 6 et 7, que le scnario 2 nous donne une installation coteuse. La configuration la plus conomique du systme, en utilisant le scnario 2, est pour 0f opt2s == , indiquant aussi un systme olien simple. Le systme hybride le plus conomique est pour fs=2 = 0.1, avec un cot de 50 560 DH. A partir de ces rsultats, on constate qu'il y a une tendance conomique favorable pour l'usage de l'olien sur le photovoltaque, parce que l'nergie olienne domine largement l'nergie solaire pour le site de Dakhla. A. El Khadimi et al. 80 Fig. 3: Organigramme de simulation du systme hybride Dimensionnement et Optimisation Technico-conomique d'un Systme 811 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0Cot capital de l'olienne (DH)Cot capital des panneaux PV (DH)Cot Total (DH)0100002000030000400005000060000700008000090000100000DHfCot capital del'olienne (DH)Cot capital despanneaux PV (DH)Cot Total (DH) Fig. 4: Cots des panneaux PV et de l'olienne pour le scnario 1 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0Surface de l'olienne (m)Surface des panneaux PV 0510152025mfSurface del'olienne (m)Surface despanneaux PV (m) Fig. 5: Surfaces des panneaux PV et de l'olienne pour le scnario 1 A. El Khadimi et al. 82 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0Cot capital de l'olienne (DH)Cot capital des panneaux PV (DH)Cot Total (DH)020000400006000080000100000120000DHfCot capital del'olienne (DH)Cot capital despanneaux PV (DH)Cot Total (DH)Fig. 6: Cots des panneaux PV et de l'olienne pour le scnario 2 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0Surface de l'olienne (m)Surface des panneaux PV 0510152025mfSurface del'olienne (m)Surface despanneaux PV (m)Fig. 7: Surfaces des panneaux PV et de l'olienne pour le scnario 2 Dimensionnement et Optimisation Technico-conomique d'un Systme 835. CONCLUSION Dans cette tude nous avons prsent une mthode de dimensionnement optimale base sur les rsultats dune simulation utilisant une anne de rfrence de la vitesse du vent et une autre de lirradiation solaire globale journalire pour le site de Dakhla. Nous avons examin deux scnarios afin dillustrer lautonomie relative lnergie photovoltaque et lnergie olienne pour le systme hybride. Le premier scnario utilise la moyenne des valeurs mensuelles par an, alors que, le deuxime scnario introduit la notion du mois le plus dfavorable. Les rsultats obtenus montrent que lutilisation dun systme photovoltaque comme systme dappoint avec un systme olien augmente le cot du systme hybride pour le site de Dakhla. REFERENCES [1] N.H. Lipman, "Overview of Wind/Diesel Systems", Renewable Energy, Vol. 5, Part I, pp. 595-617, 1994. [2] A.D. Bagul, Z.M. Salameh and B. Borowy, "Sizing of a Stand-Alone Hybrid Wind-Photovoltaic System Using a Three-Event Probability Density Approximation", Solar Energy, Vol. 56, N4, pp. 323-335, 1996. [3] T. Markvart, "Sizing of Hybrid Photovoltaic-Wind Energy Systems", Solar Energy, Vol. 57, N.4, pp. 277-281, 1996. [4] H. Gabler and J. Luther, "Wind-Solar Hybrid Electrical Supply Systems, Results from a Simulation Modal and Optimization with Respect to Energy Pay Back Time", Solar & Wind Technology, Vol. 5, N 3, pp. 239-247, 1988. [5] J.F. Manwell, W.A. 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