Rapport PFA Ingénieur_Etude technico-économique de mise en place d'un champ PV.pdf

Sommaire
Chapitre I : Desciption de l’entreprise
I. Histoire et activités du Groupe MABROUK.....................................................................................7
A. Histoire :.....................................................................................................................................7
B. Activités :....................................................................................................................................7
II. Présentation de la société LA MEDITERRANEENE DE DISTRIBUTION – MEDDIS...........................10
A. Présentation de l’entreprise.....................................................................................................10
B. Présentation du centre commercial AZUR CITY........................................................................11
Chapitre II : Les bases du Photovoltaîques
I. L’Energie solaire ...........................................................................................................................14
A. Définition..................................................................................................................................14
B. Exploitation de l’énergie solaire ...............................................................................................15
1. L’énergie solaire photovoltaïque..........................................................................................15
2. L’énergie solaire thermique..................................................................................................15
3. L’énergie solaire thermodynamique.....................................................................................15
II. La technologie photovoltaïque.....................................................................................................16
A. Principe de fonctionnement.....................................................................................................16
B. Processus de fabrication des panneaux PV ..............................................................................17
III. Composition d’un système photovoltaïque..............................................................................18
A. Champ de modules...................................................................................................................19
1. Les modules photovoltaïques...............................................................................................20
2. Montage des modules photovoltaïques ...............................................................................20
B. Parc des batteries.....................................................................................................................21
C. Système de régulation..............................................................................................................22
D. Onduleur ..................................................................................................................................22
1. Types d’onduleur..................................................................................................................23
E. Câbles électriques ....................................................................................................................24
IV. L’orientation et l’inclinaison des panneaux photovoltaïque.....................................................24
A. Angle d’incidence .....................................................................................................................26
B. Angle d’inclinaison....................................................................................................................27
V. Etat de l’art et techniques de suivi ...............................................................................................27
A. Suiveur solaire..........................................................................................................................27
B. Types de Suiveurs solaires........................................................................................................28

Etude technico-économique de mise en place d’un
champ PV de l’hypermarché AZUR CITY
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Chapitre III : Conception du système solaire
I. Gisement solaire en TUNISIE ........................................................................................................30
A. Définition..................................................................................................................................30
B. Gisement en Tunisie.................................................................................................................30
II. Présentation du site d’implantation de l’installation solaire........................................................32
A. Localisation du site de l’installation solaire ..............................................................................32
B. Caractéristiques du lieu d’implantation ...................................................................................32
C. Données météorologiques du lieu d’implantation ...................................................................33
III. Analyse de la consommation électrique...................................................................................34
A. Evolution des consommations électriques mensuelles ............................................................34
B. Reconstitution de la courbe de charge.....................................................................................35
IV. Dimensionnement de l’installation solaire...............................................................................37
A. Approche de dimensionnement...............................................................................................37
B. Cadre d’étude...........................................................................................................................37
C. Combinaisons de choix technologiques....................................................................................39
D. Calcul de dimensionnement de l’installation solaire................................................................40
1. Etude de cas 10° d’inclinaison ..............................................................................................40
2. Etude de cas 15° d’inclinaison ..............................................................................................42
E. Simulation mécanique de l’ombrière .......................................................................................45
1. Approche de simulation .......................................................................................................45
2. Etape 1 : Dessin de définition des éléments.........................................................................45
3. Etape 2 : Résultats de simulation Annexe.................................Error! Bookmark not defined.
F. Récap d’étude technique..........................................................................................................46
G. Calcul nombre onduleur « ABB TRIO TM 50.0 TL OUTD 400 »..................................................46
V. Estimation de l’énergie électrique produite.................................................................................47
A. Calcul théorique .......................................................................................................................47
B. Production électrique sur la durée d’exploitation....................................................................49
VI. Mise en corrélation de la consommation et la production.......................................................49
A. Analyse de la consommation mise en corrélation avec la production......................................49
B. Excédents de production..........................................................................................................50
C. Taux d’autoconsommation et taux d’autoproduction..............................................................50
VII. Planning de réalisation du projet..............................................................................................50

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VIII. Etude économique ...................................................................................................................52
A. Coûts d’investissement ............................................................................................................52
B. Coûts d’exploitation .................................................................................................................52
C. Renouvellement des équipements...........................................................................................52
D. Analyse économique de l’investissement.................................................................................53
E. Détermination du coût de revient de l’électricité produite......................................................53
F. Indicateurs financiers de l’investissement................................................................................54
G. Synthèse du projet ...................................................................................................................55
Annexe

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Remerciement
En premier lieu, Je tiens à remercier toutes les personnes qui ont contribuées au
correct développement de mon stage et à la rédaction de ce rapport.
Tout d’abord je veux remercier mes tuteurs de stage : DALY Nizar (Directeur
maintenance & maitrise d’énergie Groupe) et CHOURA Mohamed (Chef département
méthodes & maitrise d’énergie Groupe), pour son encadrement, ses conseils et m’avoir
donné la possibilité de faire partie d’une équipe de maitrise d’énergie tel que la société
MEDDIS.
En plus de, BARBOUCHE Mohamed (Encadrant universitaire). Je voudrais remercier
aussi l’équipe pédagogique du Filière Génie industriel de l’Université arabe des sciences
pour m’avoir apporté toutes les connaissances théoriques nécessaires.
Finalement, je remercie de tout cœur ma famille et mes amis pour avoir rendu plus
agréable tout le chemin parcouru pour arriver jusqu’ici.

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Introduction générale
Au mois du septembre de l’année 2021, j’ai effectué mon stage de projet fin
d’année (PFA) au sein de la société LA MEDITERRANEENE DE DISTRIBUTION – MEDDIS, qui
est un établissement privé à caractère commercial.
La société MEDDIS souffre du problème de la hausse des factures de l’électricité,
dues aux présences des équipements électriques à grande puissances, alors que mon travail
consiste à faire une étude de conception d’un système d’énergie solaire, afin de résoudre le
problème. Entre autres, et en s’appuyant sur le programme SUNREF TUNISIE, l’entreprise
MEDDIS a pris l’initiative d’investir dans le secteur des énergies renouvelables et de
contribuer ainsi aux objectifs de la Tunisie en matière d’engagements climatiques.
L’énergie solaire photovoltaïque provient de la transformation directe d’une partie
de rayonnement solaire en énergie électrique. Cette conversion d’énergie s’effectue par
l’ensemble des cellules dites photovoltaïques (PV), basées sur un phénomène physique
appelé effet photovoltaïque, qui consiste à produire une force électromotrice lorsque la
surface de cette cellule est exposée de la lumière. La tension générée peut varie en fonction
du matériau utilisé pour la fabrication de la cellule. L’association de plusieurs cellules PV en
série/parallèle donne la naissance à un module photovoltaïque.
Pour une nouvelle forme de générateurs photovoltaïque raccordée au réseau, qui
sont la préfiguration des systèmes photovoltaïque de demain. En effet, les systèmes PV
raccordée au réseau permettent d’éviter le problème de stockage par batteries qui sont, de
plus, très chères pour l’installation.
La diminution du coût des systèmes PV passe nécessairement par le choix d’une
technologie adéquate aux besoins de l’utilisateur. L’implantation d’un système PV nécessite
plusieurs étapes, dont la première est d’analyser la consommation électrique et les besoins
en électricité. Puis vient le chiffrage de l’énergie solaire récupérable selon l’emplacement et
la situation géographique. Avec ces données, il sera possible de connaitre le nombre des
modules PV nécessaires, ainsi que l’onduleur les adaptés, et enfin le câblage adéquat.
Dans mon travail, j’ai effectué le dimensionnement d’un système PV connectée au
réseau de distribution STEG. Pour bien mener ce travail, mon rapport comporte trois
chapitres :
• Le 1ér
sera dédié à la présentation de l’entreprise d’accueil MEDDIS.
• Le 2ème
sera consacré à la présentation des systèmes photovoltaïque.
• Le 3ème
sera accordé à la conception du système solaire.

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Chapitre I
DESCRIPTION DE L’ENTREPRISE

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Introduction
Dans ce chapitre on va présenter une première partie l’histoire et les activités
du Groupe MABROUK. Quant à la deuxième partie, elle sera consacrée à la
présentation de la société MEDDIS où j’ai passé mon stage.
I. Histoire et activités du Groupe MABROUK
A. Histoire :
Le groupe Mabrouk est un groupe familial tunisien principalement implanté
dans les secteurs de l'agroalimentaire, de la grande distribution, de l'automobile
et de la banque.
Il est leader dans nombre de ces domaines en Tunisie. Ali Mabrouk, avocat de
formation, commence à diversifier ses activités à la fin des années 1940. Entrés
dans le groupe respectivement en 1988, 1991 et 1997, ses trois fils, Mohamed Ali,
Ismaïl et Marouane, poursuivent l'œuvre de leur père après sa mort en 1999, en
intensifiant la diversification et le développement du groupe.
B. Activités :
Le groupe Mabrouk est l'un des plus grands du pays : il emploie directement
quelque 25 000 salariés et réalise un chiffre d'affaires de trois milliards de dinars
tunisiens à la fin 2015. Il se situe au deuxième rang des groupes privés familiaux par
le montant du chiffre d'affaires.
Les quatre principaux pôles d'activité du groupe sont l'agroalimentaire (son
activité historique), la banque, la grande distribution et l'automobile.
• Secteur agroalimentaire
Ali Mabrouk commence ses activités industrielles dans le négoce de l'huile
puis l'agroalimentaire avec l'achat, au milieu des années 1940, d'une conserverie – la
SIPCA – produisant à l'époque du thon et des sardines principalement destinés aux
marchés français et japonais.
L'acquisition de la SIPCA marque le départ du développement du groupe avec
une nouvelle étape majeure en 1958, lorsqu'Ali Mabrouk rachète la biscuiterie Brun,
baptisée Société tunisienne de biscuiterie (SOTUBI). En 1972, Ali Mabrouk décide de
diversifier sa production avec la construction d'une usine de chocolat. La Société
tunisienne de chocolaterie commence ses activités de production et de
commercialisation quatre ans plus tard. À partir de 2002, la production est élargie à

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la confiserie, l'entreprise prenant alors un
nouveau nom : Société tunisienne de chocolaterie et de confiserie.
La SOTUBI conclut en 1997 un partenariat avec le leader mondial de la
biscuiterie – le groupe Danone (racheté par la société Kraft en 2007 et rebaptisé
Mondelēz International en 2012). Ce partenariat se renforce notamment en Libye
(avec une société commune dans laquelle le groupe Mabrouk est majoritaire à 51 %)
et en Algérie, avec la création d'une joint-venture en 2005 (dont le groupe détient 49
% du capital) ; une usine est construite sur place, et opérationnelle à partir de 2007,
pour toute la production destinée au marché local.
En 1998, toujours dans le secteur agroalimentaire, sous l'impulsion des fils
d'Ali Mabrouk qui ont rejoint leur père à la direction du groupe et l'assument après la
mort ce dernier en 1999, est créée la société Industries alimentaires de Tunisie,
spécialisée dans la production de fromages et de dérivés de produits laitiers. Un
contrat de licence est signé avec le leader mondial Lactalis, qui permet notamment le
développement sous franchise de la marque Président sur le territoire tunisien, en
sus de ses propres marques.
Activité historique du groupe, le pôle agroalimentaire regroupé sous la
holding Saïda est dirigé par Ismaïl Mabrouk qui l'a développé et renforcé.
• Secteur grande distribution
La diversification hors du secteur agroalimentaire débute en 1999 avec la
grande distribution par le rachat de MONOPRIX. Le groupe Mabrouk détient ainsi 77
% de la marque (entreprise cotée à la Bourse de Tunis), avec un réseau de magasins
qui emploie quelque 6 000 personnes. Le nombre de magasins Monoprix s'élargit
avec l'acquisition des enseignes TOUTA et Le Passage en 2003. Le 17 juillet 2009, le
groupe signe un accord de partenariat avec le groupe français Monoprix pour le
développement de son enseigne en Tunisie, en s'adossant à la centrale d'achats
française. En 2014, les magasins Mercure Market rejoignent également le groupe. Au
total, l'enseigne compte 83 magasins sur le territoire tunisien en 2016.
En partenariat avec le groupe français Casino, le groupe exploite en franchise
son premier hypermarché Géant, implanté à Tunis en 2005. Avec 12 000 m2 de
surface de vente, Tunis City est le plus grand centre commercial de Tunisie. Incendié
durant la révolution de 2011, il est entièrement reconstruit, les travaux débutant
trois jours après les évènements et s'achevant le 12 janvier 2012. Un second centre
est en projet à Tunis.

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La branche grande distribution du groupe
se diversifie à l'international et annonce, fin 2014, un plan de développement au
Ghana, avec l'implantation d'une dizaine de supermarchés dans le pays.
• Secteur automobile
Les années 2000 sont aussi celles de la diversification du groupe Mabrouk
dans le secteur automobile avec l'acquisition, lors de sa privatisation en 2000 de la
société Le Moteur, filiale de la Société tunisienne de banque, placée sous la holding
IDM. Le Moteur est le distributeur exclusif des produits Mercedes-Benz, Mitsubishi et
des marques du groupe Fiat en Tunisie.
Le groupe se porte aussi acquéreur de la Société tunisienne d'industrie
automobile, spécialisée dans l'assemblage de véhicules industriels et d'autocars
(pick-ups, camions Fiat et Iveco) en 2009.
En juin 2015, un accord de partenariat est conclu avec la firme indienne Tata
Motors pour le montage et la commercialisation des produits de la firme indienne
(trois modèles seront assemblés à Sousse et leur commercialisation sera assurée par
Le Moteur).
• Secteur Bancaire
La banque est un autre grand pôle d'activité du groupe Mabrouk avec
l'acquisition, à partir de 2005, de titres de la Banque internationale arabe de Tunisie
(BIAT), cotée à la Bourse de Tunis. Après la cession d'une partie de ses activités
agroalimentaires à Mondelēz International en 2005, le groupe investit dans la BIAT
en rachetant des titres à Morgan Stanley, au fonds Blakeney Management, à la
Banque populaire et à différents actionnaires tunisiens, devenant ainsi l'actionnaire
de référence de la BIAT en 2007, avec 40 % du capital, et dotant la banque d'un
actionnariat stable, à l'abri d'une OPA, et très majoritairement tunisien. La BIAT,
première banque de Tunisie en 2014, a plusieurs filiales spécialisées dans les activités
bancaires, financières et d'assurance.
L'activité bancaire du groupe est placée sous la responsabilité d'Ismaïl
Mabrouk, président de la BIAT. La BIAT a dégagé un produit net bancaire (PNB) de
533 millions de dinars à fin 2015. Le PNB consolidé du groupe BIAT atteint alors 580
millions de dinars.

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II. Présentation de la société LA MEDITERRANEENE DE DISTRIBUTION –
MEDDIS
A. Présentation de l’entreprise
La société MEDDIS Distribution est le fruit d’une alliance entre le Groupe
Mabrouk, acteur local majeur dans divers secteurs, dont la grande distribution avec
Monoprix et l’immobilier commercial avec COPIT, et le Groupe Casino Acteur
historique de la distribution en France.
MEDDIS exploite actuellement trois hypermarchés dont 2 à Tunis et un à
Djerba et emploie plus de 1 180 employés. En 2005, MEDDIS implante son premier
hypermarché de 12 000m², Géant Tunis City, dans le plus grand centre commercial
de la Tunisie réalisé par COPIT. En 2018, MEDDIS développe son activité avec un
nouvel hypermarché dans le sud de la Tunisie en ouvrant Géant Bourgo Mall à Djerba
avec 3 800 m² de surface de vente. En 2019 MEDDIS continue son accroissement et
ouvre son troisième hypermarché implanté à Ben Arous au centre commercial AZUR
CITY, appartenant à COPIT avec 10 000 m² de surface de vente.
Depuis 2018 MEDDIS s’est engagée dans la mise en œuvre d’un programme
de maitrise d’énergie comme le passage en LED et l’installation d’équipements à
classement énergétique performant.
Cette démarche est conclue par l’installation de la plus grande centrale
photovoltaïque en autoconsommation du pays sur une superficie de 7000 m² de
parking au centre commercial Tunis City d’une puissance de 1.2 MWc couvrant 25%
de la consommation électrique de l’hypermarché Géant Tunis City.
Figure 1 : Logo société MEDDIS

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B. Présentation du centre commercial AZUR CITY
Azur City, c’est tout d’abord un centre commercial à l’architecture innovante.
C’est également la destination shopping et loisirs numéro 1 en Tunisie. Le centre
comprend notamment des enseignes tunisiennes et étrangères. Une série de
restaurants, cafés. Ainsi que des espaces de détente, aires de repos, cinémas et
bibliothèque ainsi qu’un parking pouvant accueillir jusqu’à 2600 voitures.
D’un coût de 200 millions de dinars (64 millions d’euros), il a donc coûté 10
fois moins cher que son homologue Marocain, le célèbre Morocco Mall de
Casablanca.
Il accueille en outre un Géant Casino de 10 000 m². Mais aussi, une centaine
de boutiques réparties sur environ 45 000 m², dont des enseignes phares comme
les premiers magasins H&M et café Starbucks. Pour finir, il propose également
aux visiteurs un complexe de cinéma Pathé ou encore un centre de loisirs avec
garderie.
Figure 2 : Vue extérieur Centre commercial AZUR CITY

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• Informations générales
Nom de l’établissement AZUR CITY
Date d’ouverture Septembre 2019
Superficie 10 000 m²
Fondateur Groupe MABROUK
Adresse Gouvernorat de Ben Arous
Site web http://azurcity.tn/
• Structure d’AZUR CITY
Localisé à la banlieue sud de Tunis-gouvernorat de Ben Arous, le centre
commercial propose une offre complète de commerces et de loisirs aux clients et aux
visiteurs. Répartis sur 3 étages, il dispose de plus de 100 magasins de nombreuses
marques tunisiennes et internationales, une série de restaurants, cafés, espaces de
détente, aires de repos, cinémas et bibliothèque ainsi qu’un parking pouvant
accueillir jusqu’à d’une capacité de 2600 voitures.
Azur City dispose aussi de plusieurs salles de cinémas équipées d’un matériel
de dernière génération et à la pointe de la technologie.
Figure 3 : Vue intérieur Centre commercial AZUR CITY
Conclusion
Nous avons présenté dans ce chapitre l’établissement d’accueil et ses
secteurs d’activités.

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Chapitre 2
Les bases du photovoltaïque

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Introduction
Dans ce chapitre on va présenter une première partie l’énergie solaire et ses
différents types d’exploitation et la deuxième partie sera dédiée à la technologie
photovoltaïque.
I. L’Energie solaire
Aujourd’hui, l’énergie solaire rime avec écologie. Les technologies permettant de
mettre à profit les rayons du soleil pour en faire de l’énergie, ont énormément évolué
ces dernières années.
Le soleil est une source infinie d’énergie et dont nous pouvons bénéficier en
abondance. Et ce, pour très longtemps ! Cette énergie passive est simplement captée
par des panneaux solaires ou photovoltaïques.
A. Définition
L’énergie solaire est une source d’énergie qui est dépendante du soleil. Cela
signifie que la matière première est le soleil. Elle se place dans la catégorie des
énergies renouvelables puisqu’on la considère comme inépuisable. On dit aussi que
c’est une énergie 100% verte car sa production n’émet pas directement de CO2.
Grâce à cette énergie, il est possible de produire de l’électricité. Elle sera captée
par des panneaux solaires ou des centrales thermiques. Ces installations captent les
rayons produits par le soleil. Elles convertissent ensuite l’énergie du soleil en
électricité. Plus précisément, le principe est de transformer l’énergie portée par les
photons dans la lumière, en électricité.
Cette électricité produite peut être immédiatement employée pour faire
fonctionner vos appareils ou vous éclairer.

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B. Exploitation de l’énergie solaire
1. L’énergie solaire photovoltaïque
L’énergie solaire photovoltaïque est obtenue par l’énergie des rayonnements du
soleil. C’est la raison pour laquelle les panneaux photovoltaïques qui vont les
récolter, se trouvent installés sur les toits, avec la meilleure orientation possible.
Le but est qu’ils soient exposés un maximum aux rayonnements du soleil, pour
récolter les photons du soleil, et en faire ensuite de l’électricité.
La composition des panneaux solaires est conçue de telle sorte que la
superposition des couches, chargées négativement ou positivement, produit une
tension électrique quand un photon les traverse. Un fil raccordé à une borne positive
et un autre à la borne négative, un peu à l’image d’une pile, permet de mettre à
profit l’énergie ainsi produite.
2. L’énergie solaire thermique
Les panneaux solaires thermiques contiennent des fluides caloporteurs. Une fois
qu’ils sont chauffés par le soleil, les fluides commencent à chauffer le ballon d’eau
chaude.
L’énergie solaire thermique sert aussi bien pour alimenter :
o Un chauffage solaire
o Un chauffe-eau
o Une cuisinière
3. L’énergie solaire thermodynamique
L’énergie solaire thermodynamique est produite via des centrales solaires à
concentration. Il s’agit d’un assemblage de miroirs contenant des fluides
caloporteurs, couplés à un générateur d’électricité solaire. À l’image des panneaux
solaires thermiques, ce sont les miroirs qui transforment l’énergie collectée par les
rayons du soleil, en chaleur.
Cette chaleur a une température très élevée. Bien supérieure à la température à
laquelle elle a été collectée. Elle peut aller de 250 à 800 degrés selon la technique
employée.
Cette chaleur sera convertie en électricité au moyen d’un turbo-alternateur.

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II. La technologie photovoltaïque
Différentes technologies permettent de capter les rayonnements du soleil. Celle du
photovoltaïque en fait partie en étant capable de produire de l’électricité au moyen
de modules photovoltaïques.
A. Principe de fonctionnement
Le fonctionnement de la cellule photovoltaïque est fondé sur les propriétés
de semi-conducteurs qui, percutés par les photons, mettent en mouvement un flux
d’électrons. Les photons sont des particules élémentaires qui transportent l’énergie
solaire à 300 000 km/s et qu’Albert Einstein appelait dans les années 1920 les «
grains de lumière ». Lorsqu’ils frappent un élément semi-conducteur comme le
silicium, ils arrachent des électrons à ses atomes. Ces électrons se mettent en
mouvement, de façon désordonnée, à la recherche d’autres « trous » où se
repositionner.
Mais pour qu’il y ait un courant électrique, il faut que ces mouvements
d’électrons aillent tous dans le même sens. Pour les y aider, on va associer deux
types de silicium. La face exposée au soleil est « dopée » avec des atomes de
phosphore qui comportent plus d’électrons que le silicium, l’autre face est dopée
avec des atomes de bore qui comportent moins d’électrons. Cette double face
devient une sorte de pile : le côté très chargé en électrons devient la borne négative
(N), le côté avec moins d’électrons devient la borne positive (P). Entre les deux il se
crée un champ électrique.
Figure 4 : Principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque

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Quand les photons viennent exciter les électrons, ceux-ci vont migrer vers la
zone N grâce au champ électrique, tandis que les « trous » vont vers la zone P. Ils
sont récupérés par des contacts électriques déposés à la surface des deux zones
avant d’aller dans le circuit extérieur sous forme d’énergie électrique. Un courant
continu se créé. Une couche anti-reflet permet d’éviter que trop de photons se
perdent en étant réfléchis par la surface.
Dès qu’elles reçoivent une certaine quantité de lumière, les surfaces
photovoltaïque (cellule ou fil mince) intégrés dans un module (appelé aussi capteur
ou panneau) se mettent à produire de l’électricité sous forme de courant continu à
une tension nominale (mesurée en volts). L’Intensité (mesurée en Ampère)
augmente avec la quantité de lumière reçue jusqu’à ce que la puissance délivrée
(mesurée en watts) atteigne la puissance nominale ou « puissance crête » (exprimée
en watts-crête, qui est une unité spécifique de photovoltaïque).
B. Processus de fabrication des panneaux PV
De nos jours, la majorité des panneaux solaires photovoltaïques sont
fabriqués à partir de silicium. Ce composé chimique n’existe pas à l’état libre, mais il
est présent sur Terre sous forme minérale dans le sable ou le quartz. Les étapes de
fabrication des panneaux PV sont :
1. La création de silicium métallurgique : il est nécessaire d’effectuer une
réaction chimique appelée réduction à partir de morceaux de silice
(quartz) et de bois. Ce mélange est chauffé à très haute température
(environ 3000 °C) puis est purifié à 99,99%.
2. La cuisson du produit obtenu : pour donner des lingots de silicium il faut
faire la cuisson à 1450°C.
3. Le sciage des lingots : les lingots sont coupés en tranches appelées «
wafers » dont l’épaisseur ne dépasse 200 microns, ce qui correspond à
une feuille de papier. Les wafers sont traités contre les reflets et
obtiennent ainsi leur couleur bleue caractéristique des panneaux solaires.
4. Le dopage : c’est l’ajout de phosphore ou de bore, ce qui donne lieu à des
cellules qui lorsqu’elles sont exposées à la lumière du soleil, sont capables
de produire de l’électricité.

18 | P a g e
5. L’assemblage : il est nécessaire d’imprimer un circuit électrique à la
surface de la cellule afin que le courant produit soit déplacé. Les cellules
sont reliées entre elles, soudées, encapsulées entre une plaque de verre
et une couche de polymère puis elles sont finalement encadrées pour
former le panneau solaire photovoltaïque.
Figure 5 : Chaine de fabrication du photovoltaïque
III. Composition d’un système photovoltaïque
Un système photovoltaïque se compose de :
o Champ de modules
o Parc des batteries
o Système de régulation
o Onduleur
Figure 6 : Schéma de principe d’un système PV

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A. Champ de modules
Il existe trois principaux types de module photovoltaïque :
o Le panneau solaire monocristallin est composé d’un seul cristal de
silicium. Le panneau solaire monocristallin a un aspect plus sombre que le
panneau polycristallin. De manière générale, il est plus performant mais
également plus coûteux.
o Le panneau solaire polycristallin est constitué de plusieurs cristaux de
silicium. Sa couleur bleue le rend beaucoup plus visible et donc moins
esthétique. Les panneaux polycristallins sont moins performants que les
monocristallins.
o Le panneau solaire amorphe présente un rendement plus faible, en
revanche le silicium amorphe est l’une des technologies photovoltaïques
couches minces les plus respectueuses de l’environnement, puisqu’elle
n’utilise pas de métaux toxiques.
Type de cellule Rendement Durée de vie Caractéristiques Utilisations
Monocrystalline
12% à 18% 20 à 30 Ans
o Très Performant
o Stabilité de production
d’énergie
o Moins sensible aux
variations de la lumière
o Aérospatiale
o Façades
o Toits
Polycristalline
11% à 15% 20 à 30 Ans
o 50% du marché mondial
o Adapté à la production
à grand échelle
o Moins sensible aux
variations de la chaleur
o Modules pour
toits, façades,
générateurs
Amorphe
5% à 8% 10 Ans
o Fonctionnement sous la
lumière fluorescente
o Fonctionnement sous la
lumière faible
o Fonctionnement sous
l’ombrage partiel
o Appareils
électroniques
Tableau 1 : Types des cellules PV

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1. Les modules photovoltaïques
Les modules sont un assemblage de cellules montées en série, afin d’obtenir
la tension désirée (12v, 24v, …). La cellule photovoltaïque est l’élément de base
dans la conversion du rayonnement. Plusieurs cellules sont associées dans un
module qui est la plus petite surface de captation transformable sur un site.
Les modules sont regroupés en panneaux, qui sont à leur tour associées pour
obtenir des champs photovoltaïques.
Les modules sont associés en série, en parallèle ou série/parallèle pour
obtenir pour obtenir des puissances importantes et la tension voulue.
2. Montage des modules photovoltaïques
Type de montage Caractéristiques
En série
• Les tensions s’ajoutent
• Le courant reste celui d’un seul module
En parallèle
• La tension reste constante
• Les courants de chaque module s’ajoutent
En Série/Parellèle
• Pour obtenir la tension et le courant souhaités (donc la
puissance)
Tableau 2 : Caractéristique courant tension des montages en série ou parallèle

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Pour effets indésirables d’échauffement, les fabricants ont implanté des
diodes dites « By-pass » dont le principe est de court circuiter les cellules ombragées.
Ainsi que, en mettant en série à chaque branche une diode dite « diode anti-
retour », protège contre les courants inverses.
B. Parc des batteries
Dans un système photovoltaïque, la ressource solaire ne pouvant pas être
disponible à tout moment, il est indispensable de stocker de manière
journalière/saisonnière de l’énergie électrique produite par les panneaux solaires.
Pour cela, il utilise des batteries d’accumulations.
Ses fonctions sont les suivantes :
• Répondre au décalage production/consommation et jour/nuit.
• Permettre la régulation de système : l’électricité produite par les modules
solaires n’est pas constante (en fonction de l’ensoleillement). Donc pas toujours
utilisable directement par les récepteurs.
Les tensions des batteries seront déterminées par rapport à celle aux bornes
des récepteurs à courant continu et la tension des modules. Le nombre de batterie
sera déterminé à partir de l’autonomie désirée.
La mise en série augmente la tension de la batterie et la mise en parallèle augmente
la capacité (Ah) de la batterie.
Figure 7 : Batterie pour champ photovoltaïque

22 | P a g e
C. Système de régulation
Le régulateur électronique dans un système photovoltaïque gère la charge et
la décharge de la batterie. Il limite la tension de la batterie afin d’éviter une
surcharge : en déconnectant la batterie trop chargée des modules PV. Quand la
batterie est trop déchargée : il la déconnecte de l’utilisation par un disjoncteur
automatique pour la protéger contre la décharge profonde.
Dans un système PV, en absence d’un régulateur, la durée de vie des
accumulateurs sera diminuée.
✓ Fonction principale :
Couper le courant de charge provenant du champ PV vers les accumulateurs
lorsque ceux-ci atteignent leur état de charge maximal.
• Prolonger la durée de vie de la batterie.
• Garantir un fonctionnement optimal du système.
D. Onduleur
L’onduleur est un organe primordial de l’installation qu’il ne faut pas
négliger. La détermination de ses caractéristiques se fera naturellement en fonction
du champ de capteur pris en charge.
Chaque onduleur possède en effet des plages de fonctionnement précises
qui devront impérativement correspondre aux caractéristiques du courant continu
généré par modules.
Les rôles de l’onduleur sont :
• Convertir le courant continu en courant alternatif (DC to AC)
• Rendement de 90% à 95%.
• Sensible aux surcharges.
Figure 8 : Onduleur pour champ photovoltaïque

23 | P a g e
1. Types d’onduleur
Concernant les onduleurs des installations photovoltaïques, On trouve ces
trois types :
Figure 9 : Types des onduleurs
• Onduleur « string »
Plusieurs modules sont branchés en série dans string. Dans ce cas, à l’intérieur
d’une série de modules, les conditions doivent être identiques.
Les onduleurs « string » sont en train de devenir la solution la plus souvent
retenue, car ils couvrent de très larges gammes de puissance et d’applications.
• Onduleur « multi-string »
Ils sont constitués de plusieurs onduleurs « string » coté générateur et d’un
onduleur centralisé côté alimentation du réseau.
Ils ont été spécialement conçus pour les cas suivants : inclinaisons ou
orientations des modules différentes, types de modules différents, ombre sur une
partie de l’installation ou nombres de modules par string différents.

24 | P a g e
La qualité d’un onduleur se traduit par son rendement maximal :
Il traduit les pertes de puissance induite par composants. En effet, la puissance
délivrée en sortie AC n’est pas égale à la puissance induite par le groupe PV en entrée
DC. Le rendement d’un onduleur s’exprime par la formule suivante :
𝜂 =
PAC
𝑃𝐷𝐶
=
𝑈𝑒𝑓𝑓𝐴𝐶 × 𝐼𝑒𝑓𝑓𝐴𝐶 × cos 𝜑
𝑈𝐷𝐶 × 𝐼𝐷𝐶
i
o PAC : Puissance de sortie
o P DC : Puissance d’entrée
E. Câbles électriques
Les câbles relient électriquement tous les éléments du système PV. Le câblage
est un point critique de toute installation PV. Il est très important de bien
dimensionner les conducteurs afin d’éviter la circulation d’un courant très fort dans
les câbles, même pour les petites puissances dans le cas d’utilisation de faible
tension. Le choix des câbles dont le gain est adapté aux conditions d’utilisation.
IV. L’orientation et l’inclinaison des panneaux photovoltaïque
Le rendement d’u module photovoltaïque varie en fonction de l’angle
d’incidence des rayons solaires. Il est possible de déterminer la position la plus
adéquate des panneaux solaires pour obtenir le meilleur rendement énergétique.
La position d’un panneau solaire de détermine selon deux critères :
• L’orientation (Aussi appelée Azimut)
• L’inclinaison (Ou angle horizontal établit sur un axe Nord/Sud)
✓ Orientation optimale d’un panneau solaire :
Cette partie est relativement simple. Les panneaux devront orientés vers le sud,
dans l’hémisphère nord, et à l’inverse, vers le nord dans l’hémisphère sud. Plus on se
rapprochera de l’équateur et moins l’orientation sera importante, car quasi
horizontale.
Figure 10 : Orientation optimale d’un Panneau PV

25 | P a g e
✓ Inclinaison optimale d’un panneau solaire :
De manière générale, il conviendra de déterminer le mois bénéficiant du
moins d’ensoleillement. Auprès de services météorologiques, il sera possible
d’obtenir les chiffres de l’irradiation journalière ou rayonnement journalier (en
Wh/m²/jour) selon l’inclinaison.
Il sera alors important de déterminer une inclinaison optimale (90° par
rapport aux rayons solaires) pour le mois le moins ensoleillé. Ainsi, si le
rendement est optimisé pour ce mois de faible rayonnement, il sen sera de
même pour le mois plus clément.
Figure 11 : Inclinaison optimale d’un Panneau PV
➢ L’orientation et l’inclinaison des panneaux solaires PV exercent une influence sur la
productivité du système solaire PV. Il faut vérifier l’orientation et l’inclinaison sachant
que l’orientation optimale est pleine SUD et l’inclinaison optimale est de 30° par
rapport à l’horizontale.
Inclinaison [°]
Orientation
0 15 25 35 50 70 90
Est 88% 87% 85% 83% 77% 65% 50%
Sud-Est 88% 93% 95% 95% 92% 81% 64%
Sud 88% 96% 99% 100% 98% 87% 68%
Sud-Ouest 88% 96% 95% 95% 92% 81% 64%
Ouest 88% 87% 85% 82% 76% 65% 50%
Tableau 3 : Rendement des panneaux PV en fonction de l’orientation et l’inclinaison

26 | P a g e
A. Angle d’incidence
Cela correspond au plan entre le panneau PV et les rayons lumineux. Cet
angle a une grande importance. L’angle d’incidence optimal correspond à un angle de
90°. Chaque fois que cet angle diminue ou augmente, la surface en m² du panneau
solaire exposée aux rayons lumineux diminue et donc en partant de la puissance du
panneau solaire, le rendement diminue aussi.
Figure 12 : Angle d’incidence d’un Panneau PV
L’angle d’incidence jour un rôle majeur pour les rendements du panneau. Il
est défini selon l’équation suivante :
𝜼 = 𝟏𝟎𝟎 × 𝐬𝐢𝐧 𝜶 ii
Avec,
• 𝜼: 𝑳𝒆 𝒓𝒆𝒏𝒅𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕 𝒆𝒏 %
• 𝜶: 𝑳′𝒂𝒏𝒈𝒍𝒆 𝒅′𝒊𝒏𝒄𝒊𝒅𝒆𝒏𝒄𝒆 𝒆𝒏 °
La figure 13 représente l’évolution du rendement en fonction de l’angle
d’incidence.
Figure 13 : Evolution du rendement en fonction d’angle d’incidence

27 | P a g e
B. Angle d’inclinaison
L’angle d’inclinaison correspond à l’angle formé par le plan du module
solaire par rapport à l’horizontale.
Figure 14 : Angle d’inclinaison des modules PV
L’évolution de la trajectoire du soleil variant selon les saisons, l’angle
d’inclinaison (pour un module Photovoltaïque n’étant pas muni d’un système
rotatif) est plus réduite en été et plus importante en hiver. L’inclinaison d’un
module Photovoltaïque par rapport à l’horizontale est donnée par la relation
suivante :
𝜶 = 𝑳 − 𝐬𝐢𝐧−𝟏
(𝟎. 𝟒 × (
𝑵 × 𝟑𝟔𝟎
𝟑𝟔𝟓
)) iii
Avec :
• L : Latitude du lieu
• N : Nombre de jour entre l’équinoxe de printemps et le jour considéré.
Cette relation permettant en rendement supérieur n’est valable que lorsque
le module solaire en question muni d’un système qui lui permet de s’incliner. Or
in ne trouve ce système que très rarement.
V. Etat de l’art et techniques de suivi
Les panneaux photovoltaïques classiques (PV) ne sont généralement pas
équipés de suiveur solaire et sont placés dans une inclinaison et une orientation fixe
et bien déterminée selon le site d’installation et les conditions d’ensoleillement.
Afin d’augmenter le rendement du panneau PV, on l’enrichit avec une structure
portante ayant deux degrés de liberté en rotation commandée par un algorithme de
poursuite solaire
A. Suiveur solaire
Un suiveur solaire est un dispositif suit le soleil tout au long des mois et de la
journée. En suivant continuellement la position du soleil, ce système permet
d’assurer une production électrique maximum.

28 | P a g e
On distingue principalement le suiveur à un axe, qui permet de suivre le soleil
d’Est en Ouest, du suiveur à deux axes qui permet une modification de l’orientation
et de l’inclinaison. Ce dernier cas nécessite l’intervention de deux moteurs.
Figure 15 : Comportement d’un module PV équipé d’un suiveur solaire
B. Types de Suiveurs solaires
On distingue principalement deux grandes familles de suiveurs solaires : Les
passifs et les actifs qui comportent les suiveurs mono-axes et doubles axes.
Figure 16 : Types de suiveurs solaires
Conclusion
Nous avons présenté dans ce chapitre les différentes notions qui entrent dans
la constitution d’un système photovoltaïque, ainsi que les principes de
fonctionnement de chaque élément du système, ce qui est une bonne introduction
au dimensionnement de notre projet.

29 | P a g e
Chapitre 3
Conception du système solaire

30 | P a g e
Introduction
La réalisation des installations photovoltaïques exige une méthode de calcul et de
dimensionnement de haute précision.
Ce chapitre est divisé en quatre parties : la 1ère
est consacrée à l’analyse de la
consommation électrique de l’établissement, la 2ème
est destinée au dimensionnement
de l’installation solaire, la 3ème
sera dédiée à l’étude de rentabilité du projet.
I. Gisement solaire en TUNISIE
A. Définition
Le gisement solaire est un ensemble de données décrivant l’évolution du
rayonnement solaire disponible au cours d’une période donnée. Il est utilisé pour
simuler le fonctionnement probable d’un système photovoltaïque et donc faire un
dimensionnement comme le cas de notre étude.
La connaissance du gisement solaire d’une région est plus ou moins précise, selon le
pas du temps des donnés (Mois, jours, Heure), et selon la nature des données : durées
d’ensoleillement, composante directe, diffuse et globale du rayonnement solaire … etc.
B. Gisement en Tunisie
En moyenne, la Tunisie dispose de ressources solaires supérieures à 3 000
heures/an avec des régions disposant d’heures d'ensoleillement plus importantes que
d’autres. La plupart des régions au sud du pays possèdent un temps d'exposition solaire
de plus de 3 200 heures/an, avec des pics de 3 400 heures/an au golfe de Gabès (sud-
est). D’un autre côté, la période minimale d'insolation dans les régions du nord est
comprise entre 2 500 et 3 000 heures plein soleil équivalentes. L'irradiation solaire varie
de 1 800 Kilowatt-heure (KWh)/m²/an au nord à 2 600 kWh/m²/an au sud.
L'irradiation horizontale globale moyenne se situe entre 4,2 kWh/m²/jour dans le
nord-ouest de la Tunisie et 5,8 kWh/m²/jour dans son extrême sud. Avec ces conditions
favorables, la productivité des systèmes solaires photovoltaïques en Tunisie est très
élevée. Selon le Global Atlas de l'International Renewable Energy Agency (IRENA), la
production annuelle d'électricité par les systèmes solaires photovoltaïques varie entre
1450 kWh par kilowatt-crête (kWc) dans la région nord-ouest et 1 830 kWh/kWc dans
l'extrême sud-est.

31 | P a g e
La Tunisie bénéficie d'un taux d'ensoleillement important dépassant 3000 heures
par an. La répartition du taux d'ensoleillement par région est indiqué sur la carte ici-bas :
Figure 17 : Répartition du taux d’ensoleillement en TUNISIE
L'irradiation normale directe (DNI) est d'au moins 2 000 kWh/m²/an pour fournir un
rendement énergétique viable. L'irradiation solaire directe dans le sud et la majeure
partie de la région centrale dépasse cette valeur DNI typique. Il peut atteindre une
valeur de 2 300 kWh/m²/an.

32 | P a g e
II. Présentation du site d’implantation de l’installation solaire
A. Localisation du site de l’installation solaire
Le site se situe dans le gouvernorat de BEN AROUS, à 36,72° de latitude, et 10.25°
de longitude.
Figure 18 : Localisation du centre commercial AZUR CITY
B. Caractéristiques du lieu d’implantation
La zone d’implantation des modules est le parking Sud-Est du Géant Azur city, sur
des ombrières placés au-dessus des places de stationnement.
Le parking étant au sud du bâtiment, les ombrages créés par les éléments
extérieurs seront négligeables
Les coordonnées GPS du lieu d’implantation sont : (36.725891, 10.255668)

33 | P a g e
C. Données météorologiques du lieu d’implantation
Les données météorologiques utilisées dans les simulations de production
d’électricité par la centrale photovoltaïque sont issues de la base de données SolarGIS,
extraites par la localisation du site.
Mois GHI DNI DIF WS PREC
Janvier 75,5 102,5 33,1 4,1 60
Février 92,5 107,6 39,7 4,1 46
Mars 138,9 136,8 58 4,1 44
Avril 166,3 142,4 69,8 3,9 38
Mai 204,6 174,3 78,7 3,8 22
Juin 223,4 199,8 76,3 3,4 11
Juillet 237 219,7 77,1 3,4 4
Août 206 190,4 72,6 3,1 9
Septembre 147,9 132,2 64 3,3 35
Octobre 117,6 123,1 51,5 3,4 62
Novembre 80,4 101 36,1 3,8 55
Décembre 68,5 99,1 30,6 3,9 55
Annuel 1758,6 1728,9 687,5 3,7 441
Tableau 4 : Statistiques mensuelles de l’irradiation du site
• GHI : Irradiation horizontale globale en Kwh/m²
• DNI : Irradiation normale directe en Kwh/m²
• DIF : Irradiation horizontale diffuse en Kwh/m²
• WS : Vitesse de vent en m/s
• PREC : Précipitation (chute de pluie) en mm
Figure 19 : Irradiation solaire en fonction des mois du site
0
50
100
150
200
250
Kwh/m²
GHI DNI DIF

34 | P a g e
III. Analyse de la consommation électrique
A. Evolution des consommations électriques mensuelles
La reconstitution de l’évolution des consommations électriques mensuelles a été
faite à partir de la consommation réelle de l’année 2020.
Dans le graphe ci-dessous on peut observer l’évolution des consommations
électriques mensuelles facturées (de janvier 2020 à décembre 2020)
Figure 20 : Consommation électrique AZUR CITY 2020
L’extrait de la consommation électrique de l’année 2020 de l’établissement
prouve qu’il y a un appel de puissance plus important en saison d’été par rapport l’hiver.
Celui l’est impacté par l’élévation des Températures en été, ce qui fait la demande
de puissance au niveau des équipements de climatisation et Froid s’augmente.
Le tableau suivant détaille les valeurs des consommations mois par mois, et donne
le total annuel de l’AZUR CITY.
Tableau 5 : Valeurs des consommations électrique AZUR CITY 2020
• Moyenne consommation été : 370 KWh
• Moyenne consommation hiver : 260 KWh
• Maximum consommation été : 400 KWh soit 12% du total annuel.
• Maximum consommation hiver : 285 KWh soit 8% du total annuel.
209 560
252 603
206 510 200 540 203 053
351 382 358 663
400 646
360 263
298 697
283 989 285 604
-
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
300 000
350 000
400 000
450 000
Wh
Année Janvier Février Mars Avril Mai Juin Juillet Août Septembre Octobre Novembre Décembre Total
2020 209 560 252 603 206 510 200 540 203 053 351 382 358 663 400 646 360 263 298 697 283 989 285 604 3 411 510
Consommation électrique en Wh

35 | P a g e
B. Reconstitution de la courbe de charge
Afin de réaliser la courbe de charge, nous avons analysé l’enregistrement de la
puissance électrique appelée toutes les 10 minutes sur la période suivante : du 1
octobre au 31 décembre 2020. Cette évolution de consommation a été extrapolée sur
toute l’année, en calculant les consommations horaires et en ajustant les
consommations électriques avec les valeurs des factures.
L’objectif est d’avoir l’évolution des consommations électriques toutes les heures
pendant l’année 2020 afin de constituer le profil du courbe de charge.
Figure 21 : Courbe de charge annuelle AZUR CITY 2020
-
100
200
300
400
500
600
700
800
900
KWH

36 | P a g e
Afin de mieux visualiser l’évolution de la puissance appelée, des courbes de charge
sur une durée d’une semaine sont présentées ci-dessous :
Figure 22 : Comparaison des Courbes de charge de la 1ère
semaine du janvier et du juillet
On observe tout d’abord la similitude entre l’évolution des consommations de
chaque jour. Ceci s’explique par le fait que le magasin est ouvert 7jours sur 7 et a tous
les jours les mêmes horaires d’ouverture.
De plus, on peut observer la différence entre les consommations hivernales et
estivales, due en particulier à la différence de réglages des appareils dans un
supermarché entre les saisons (Groupes froids / climatisations, …).
-
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
Jr 1 Jr 2 Jr 3 Jr 4 Jr 5 Jr 6 Jr 7
Kwh
1ère Semaine Jan. 1ère Semaine Juil.

37 | P a g e
IV. Dimensionnement de l’installation solaire
A. Approche de dimensionnement
La première étape de dimensionnement de l’installation solaire et de reconstituer
le profil de consommation électrique sur l’année. Le détail de l’analyse de la
consommation électrique se trouve dans la partie 2 de ce document.
En parallèle, l’étude technique permet de connaitre la puissance installable sur le
site en fonction des surfaces disponibles pour la mise en place des modules
photovoltaïques et d’avoir le profil de la production solaire sur l’année. Ces résultats
sont détaillées dans la partie 4 et 5 de ce document.
Le calepinage des modules photovoltaïques a été fait en remplissant toute la
surface disponible du parking du Géant AZUR CITY afin de maximiser la taille de la
centrale, tout en minimisant le surplus d’électricité non consommée afin de limiter
au maximum l’éventuel besoin de réinjection sur le réseau.
B. Cadre d’étude
Le cadre de mon projet consiste à dimensionner l’installations solaire nécessaire
en se basant sur la surface du parking disponible.
Figure 23 : Zone d’implantation des ombrières de parking

38 | P a g e
Le parking sud-est de l’établissement dispose d’une surface totale à l’ordre de 1.4
hectares (y compris les voies de circulation des voitures), cette surface nous permet
d’implanter trois ombrières en parallèle de 100 m de longueur et 10 m de largeur
avec une inclinaison de 0°.
Figure 24 : Parking AZUR CITY
Les modules sont placés sur une structure métallique avec une inclinaison bien
déterminée (Ombrière) comme indique le schéma suivant
Figure 25 : Coupe de la structure des ombrières

39 | P a g e
C. Combinaisons de choix technologiques
Le dimensionnement de la centrale solaire sera fait à partir de la meilleure
rentabilité entre les 4 combinaisons (Type module & angle d’inclinaison) de
dimensionnement suivant :
1. Type module : Panneaux standard / Angle d’inclinaison : 10°
2. Type module : Panneaux standard / Angle d’inclinaison : 15°
3. Type module : Panneaux Haut rendement / Angle d’inclinaison : 10°
4. Type module : Panneaux Haut rendement / Angle d’inclinaison : 15°
L’objectif c’est, avoir le maximum de production d’électricité avec une meilleure
fixation des modules sur les ombrières au sol. Ce qui rendre le paramètre de coûts
très important dans ce projet.
• Panneaux Standard : Canadian Solar HiDM CS1H-320Wc
• Panneaux Haut rendement : SunPower SPR_Max3_400Wc
Les fiches techniques des panneaux Solaires se trouvent en Annexe 1.
La configuration de l’installation solaire impose d’utiliser des onduleurs solaires
flexibles et décentralisés, qui puissent s’installer sur les poteaux d’ombrières.
L’Onduleur retenu est le modèle TRIO TM 50.0 TL OUTD 400 de la marque ABB

40 | P a g e
D. Calcul de dimensionnement de l’installation solaire
1. Etude de cas 10° d’inclinaison
• Angle d’inclinaison α = 10°
cos 𝛼 =
𝐴𝐵
𝐵𝐶
=> 𝐵𝐶 =
𝐴𝐵
cos 𝛼
=
10
0.98
= 10.15 𝑚
• Surface Ombrière
𝑆 = 100 × 10.15 = 1015 𝑚²
• Surface total disponible
𝑆 𝑡𝑜𝑡 = 100 × 10.15 × 3 = 3045 𝑚²
i. Calcul nombre de panneaux
o Panneaux standard
Dans cette phase, on va utiliser les panneaux PV Canadian Solar HiDM CS1H-320Wc
✓ Caractéristiques techniques :
• Rendement : 19%
• Puissance maximale : 320Wc
• Dimensions : 1700 × 992 × 35 = 1.68𝑚²
✓ Disposition des rangées :

41 | P a g e
▪ Calcul Nombre Panneaux
o Sur la longueur d’ombrière :
𝑁𝑏𝑟 =
100
0.992
= 101 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥
o Sur la largeur d’ombrière :
𝑁𝑏𝑟 =
10.15
1.7
𝑁𝑜𝑚𝑏𝑟𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥/𝑂𝑚𝑏𝑟𝑖è𝑟𝑒 = 6 × 101 = 606 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥
𝑁𝑜𝑚𝑏𝑟𝑒 𝑝𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 6 × 101 × 3 = 1818 𝑃𝑎𝑛𝑛𝑒𝑎𝑢𝑥
▪ Calcul de puissance
𝑃𝑢𝑖𝑠𝑠𝑎𝑛𝑐𝑒 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 = 1818 × 320 = 581.7 𝐾𝑤𝑐
o Panneaux haut rendement
Dans cette phase, on va utiliser les panneaux PV SunPower SPR_Max3_400Wc
• Rendement : 22.6%
• Dimensions : 1690 × 1046 × 40 = 1.76𝑚²

42 | P a g e
𝑁𝑏𝑟 =
100
1.046
𝑁𝑏𝑟 =
10.15
1.65
2. Etude de cas 15° d’inclinaison
• Angle d’inclinaison α = 15°
𝑐𝑜𝑠 𝛼 =
𝐴𝐵
𝐵𝐶
=> 𝐵𝐶 =
𝐴𝐵
𝑐𝑜𝑠 𝛼
=
10
0.96
= 10.41 𝑚
• Surface Ombrière
𝑆 = 100 × 10.41 = 1041 𝑚²
• Surface total disponible
𝑆 𝑡𝑜𝑡 = 100 × 10.41 × 3 = 3123 𝑚²

43 | P a g e
ii. Calcul nombre de panneaux
o Panneaux standard
Dans cette phase, on va utiliser les panneaux PV Canadian Solar HiDM CS1H-320Wc
• Rendement : 19%
• Dimensions : 1700 × 992 × 35 = 1.68𝑚²
𝑁𝑏𝑟 =
100
0.992
𝑁𝑏𝑟 =
10.41
1.7

44 | P a g e
o Panneaux haut rendement
Dans cette phase, on va utiliser les panneaux PV SunPower SPR_Max3_400Wc
• Rendement : 22.6%
• Dimensions : 1690 × 1046 × 40 = 1.76𝑚²
𝑁𝑏𝑟 =
100
1.046
𝑁𝑏𝑟 =
10.41
1.65

45 | P a g e
E. Simulation mécanique de l’ombrière
1. Approche
Afin de garder la meilleure résistance aux vents, précipitations et poids des
modules PV, On va simuler notre ombrière métallique sur un logiciel de CAO CATIA
V5.
La première étape consiste à dessiner en 3D les composants élémentaires de la
structure et faire l’assemblage nécessaire.
Figure 26 : Exemple d’ombrière
La structure métallique de l’ombrière se compose de 6 éléments principaux :
▪ Poteau IPE330 S275
▪ Bracon Tube C S275
▪ Traverse HEA140 S275
▪ Panne C300 S275
▪ Profilé Oméga S275
▪ Assemblage par Boulon et Ecrou M24
2. Dessin de définition des éléments
Les plans des dessins de définition sont générés par le logiciel CAO CATIA V5, se
trouvent en Annexe 2.

46 | P a g e
F. Récap d’étude technique
Le dimensionnement réalisé précédemment nous a permet de connaître la
meilleur configuration (Type de modules et inclinaison) qu’on va mettre en place
dans l’installation solaire.
Angle
d'inclinaison
PV Standard
CANADIAN SOLAR
PV haut rendement
Sun Power
10°
▪ Nombre module : 1818
▪ Puissance totale : 518,7 Kwc
▪ Prix module : 296 £ = 1 036 TND
▪ Coût : 538 128 £ = 1 866 009 TND
▪ Prix module : 459 £ = 1 469 TND
▪ Coût : 793 152 £ =2 538 086 TND
15°
▪ Prix module : 296 £ = 1 036 TND
▪ Coût : 538 128 £ = 1 866 009 TND
▪ Prix module : 459 £ = 1 469 TND
▪ Coût : 793 152 £ =2 538 086 TND
Tableau 6 : Récap de dimensionnement
NB : Taux de change TND/EUR 3.200
Sur la base de récap fait précédemment, la meilleur configuration (Type de
module / Inclinaison) est la suivante :
▪ Type module : Panneaux Haut rendement / Angle d’inclinaison : 10°
Cette configuration nous fournit une puissance totale de 691.2 Kwc avec une
meilleure résistance au vents et support de charge via l’inclinaison 10° comme
indique le rapport de simulation des efforts en Annexe.
G. Calcul nombre onduleur « ABB TRIO TM 50.0 TL OUTD 400 »
L’installation solaire comporte 1728 modules, la configuration optimale qu’on va
suivre c’est la constitution des chaines de 18 modules en série, ce qui donne 96
chaines. Donc, La répartition optimale des chaînes par onduleur sera avec 13 chaines
en parallèle.
▪ Vérification faisabilité :
L’onduleur ABB TRIO TM50.0 supporte une tension d’entrée DC maximale de
1000 v et vue qu’on va raccorder 13 chaines parallèle par onduleur, donc la formule
et comme suit :
13 𝑐ℎ𝑎𝑖𝑛𝑒𝑠 × 75.2𝑣 = 977.6𝑣 < 1000𝑣
96
13
= 7.38
➢ On prend donc 8 onduleurs de prix total 1390 £ = 4448 DT

47 | P a g e
V. Estimation de l’énergie électrique produite
A. Calcul théorique
Pour avoir calculer l’estimation de l’énergie électrique produite par l’installation
solaire dimensionnée précédemment, on va appliquer la méthode du rendement du
panneau PV.
o Energie électrique estimée par an
𝐸 = 𝑆 × 𝜌 × 𝐺𝐻𝐼 × 𝐶𝑝iv
Avec :
▪ E : Energie électrique produite en Wh
▪ S : Surface du champ photovoltaïque en m²
▪ 𝜌 : Rendement du panneau PV
▪ GHI : Irradiation horizontale globale en Kwh/m²
▪ 𝐶𝑝 : Coefficient de perte
𝐸 = 3045 × 0.19 × 1800 × 0.78 = 812 284.2 𝑊ℎ/𝐴𝑛
Tel que
𝐶𝑝 = 0.92 × 0.9 × 0.98 × 0.97 = 0.78v
▪ Perte onduleur : 8%
▪ Perte température : 10%
▪ Perte câbles et connexions : 2%
▪ Perte liée à la réflectivité : 3%
o Energie électrique estimée par Mois
𝐸 = 𝑆 × 𝜌 × 𝐺𝐻𝐼 × 𝐶𝑝
▪ E : Energie électrique produite en Wh
▪ S : Surface du champ photovoltaïque en m²
▪ 𝜌 : Rendement du panneau PV
▪ GHI : Irradiation horizontale globale en Kwh/m²
▪ 𝐶𝑝 : Coefficient de perte

48 | P a g e
Mois S Rendement GHI ( Kwh/m² ) Cp E ( Wh )
Janvier 3045 0,19 75,5 0,78 34 071
Février 3045 0,19 92,5 0,78 41 742
Mars 3045 0,19 138,9 0,78 62 681
Avril 3045 0,19 166,3 0,78 75 046
Mai 3045 0,19 204,6 0,78 92 330
Juin 3045 0,19 223,4 0,78 100 813
Juillet 3045 0,19 237 0,78 106 951
Août 3045 0,19 206 0,78 92 961
Septembre 3045 0,19 147,9 0,78 66 743
Octobre 3045 0,19 117,6 0,78 53 069
Novembre 3045 0,19 80,4 0,78 36 282
Décembre 3045 0,19 68,5 0,78 30 912
Annuel 3045 0,19 1758,6 0,78 793 602
Tableau 7 : Estimation énergie électrique produite par PV/Mois
Figure 27 : Energie électrique estimée par mois
34 071
41 742
62 681
75 046
92 330
100 813
106 951
92 961
66 743
53 069
36 282
30 912
-
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
(Wh)

49 | P a g e
B. Production électrique sur la durée d’exploitation
L’évolution de l’énergie électrique produite sur la durée d’exploitation prend en
compte la dégradation des performances de -0.5% par an.
Figure 28 : Evolution de la production sur la durée d’exploitation
VI. Mise en corrélation de la consommation et la production
A. Analyse de la consommation mise en corrélation avec la production
L’analyse de la consommation mise en corrélation avec la production solaire sur
toute l’année permet de calculer les excédents de production et d’autres données clé
du projet.
A titre d’illustration, le graphe ci-après représente la consommation vs.
Production solaire.
Figure 29 : Consommation Vs. Production solaire
794 790 786 782 778 774 770 766 762 759 755 751 747 744 740 736 732 729 725 722 718 714 711 707 704
640
660
680
700
720
740
760
780
800
820
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Kwh
Janv Fév Mars Avril Mai Juin Juil Août Sept Oct Nov Déc
Cons. 209 560 252 603 206 510 200 540 203 053 351 382 358 663 400 646 360 263 298 697 283 989 285 604
Prod. 34 071 41 742 62 681 75 046 92 330 100 813 106 951 92 961 66 743 53 069 36 282 30 912
-
50 000
100 000
150 000
200 000
250 000
300 000
350 000
400 000
450 000

50 | P a g e
B. Excédents de production
Les excédents théoriques de production sont calculés mensuellement dans le
tableau suivant.
Tableau 8 : Différence d’énergie consommée et produite
Après avoir calculer la différence (excédents) d’énergie en la consommation la
production, on remarque que à tout instant, la production ne pourra pas dépasser la
consommation de l’établissement. Ainsi aucune énergie ne serait injectée sur le
réseau et revendue à la STEG.
C. Taux d’autoconsommation et taux d’autoproduction
A ce stade, toue l’électricité produite par la centrale solaire est consommée sur
place, le taux d’autoconsommation sera donc à 100%.
Le taux de couverture annuel des besoins électriques de l’établissement par
l’énergie solaire (ou le taux d’autoproduction) est attendu à 23.3%.
VII. Planning de réalisation du projet
Le projet se compose en 5 phase d’éxecution.
▪ Phase 1 : Etudes détaillées, consultation et sélection fournisseur
électricité / VRD / fabrication structures et armatures.
▪ Phases 2 : Préparation du chantier
▪ Phase 3 : Terrassement / fondation / VRD
▪ Phase 4 : Mise en place structure / Pose modules
▪ Phase 5 : Electricité
Pour cela un planning de réalisation du projet est comme suit :
Janv Fév Mars Avril Mai Juin Juil Août Sept Oct Nov Déc Total
Cons. 209 560 252 603 206 510 200 540 203 053 351 382 358 663 400 646 360 263 298 697 283 989 285 604 3 411 510
Prod. 34 071 41 742 62 681 75 046 92 330 100 813 106 951 92 961 66 743 53 069 36 282 30 912 793 602
Différence 175 489 210 861 143 829 125 494 110 724 250 569 251 712 307 685 293 520 245 628 247 707 254 692 2 617 909

51 | P a g e
Semaine
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
Phase
Mise
en
place
barréirage
Dépose
candélabres
Terrasement
Coulage
fondations
Installations
renforts
structure
Pose
des
modules
Electricité
sous
ombrières
(
raccordement
des
modules,
pose
des
onduleurs,
mise
à
la
terre,,,)
Electricité
partie
AC
(
tirage
des
cables
AC
jusqu'
à
local
TGBT,
raccordement
TGBT
au
PV,,,,)
Lot
Electricité
Structure
&
fondations
Etudes
détaillées,
consultation
et
sélection
fournisseur
électricité
/
VRD
/
fabrication
structures
et
armatures.
Préparation
du
chantier
Terrassement
/
fondation
/
VRD
Mise
en
place
structure
/
Pose
modules
Electricité

52 | P a g e
VIII. Etude économique
A. Coûts d’investissement
L’étude technique réalisé précédemment nous a permis de connaître les
différents appareillage et matériels à implémenter dans cette installation
photovoltaïque. Le coût global de l’installation est d’environ 3,65 millions de dinars
tunisien (HT). Le tableau ci-dessous donne la répartition des coûts estimés
d’investissement du projet.
Coûts d'investissement en TND HTVA
Etudes, autorisations, plans 50 000
Modules PV 2 600 000
Onduleurs 5 000
Installations, transport, douane, assurance et divers 1 000 000
Total 3 655 000
Tableau 9 : Répartition des coûts estimés d’investissement
B. Coûts d’exploitation
L’estimation des frais annuels de maintenance et d’exploitation de l’installation
solaire est de 60 000 TND HT. La décomposition est la suivante :
Coûts d'investissement en TND HTVA
Maintenance électrique 25 000
Nettoyage 30 000
Monitoring, communication et gestion Admin. 5 000
Total 60 000
Tableau 10 : Répartition des frais estimés d’exploitation
C. Renouvellement des équipements
Les modules photovoltaïques ont une durée de garantie supérieure à la durée
d’exploitation et n’ont pas vocation à être remplacés pendant la durée d’exploitation,
sauf en cas de dommages.
A l’exception des onduleurs, les autres équipements composant la centrale ont
également une durée de vie utile équivalente à la durée d’exploitation attendue.
La durée de vie des onduleurs est de 10 ans. Il a donc été considéré sur 25 ans, 2
renouvellements complets des onduleurs.

53 | P a g e
D. Analyse économique de l’investissement
Le calcul des flux de trésorerie annuels durant toute la période d’exploitation de
l’installation est effectué en prenant en compte ces hypothèses.
Azur city - Hypothèses
Taille de la centrale kWc 691,20
Pertes 3,66%
Transformateur % 0,70%
Indisponibilité centrale % 2,00%
Indisponibilité réseau % 1,00%
Investissement total 000' TND HT 3 655
Coût O&M 000' TND HT 60
Inflation générale des prix % 5,0 %
Tarif électricité STEG 2020 TND HT HT/kWh 0,307
Tableau 11 : Flux de trésorerie annuels du projet
E. Détermination du coût de revient de l’électricité produite
Afin d’aboutir à un coût moyen du Kwh, i faut coïncider durant 25 ans les
dépenses et la production, pour pouvoir variablement appliquer la formule de calcul.
Le prix moyen du Kwh s’obtient par le calcul suivant : c’est le rapport du prix
total payé pour l’investissement (y compris le coût d’investissement, le coût de
maintenance et le coût d’exploitation) par le nombre total de Kwh produit pendant
25 ans.
𝐶𝑜û𝑡 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑣𝑖𝑒𝑛𝑡 𝑚𝑜𝑦𝑒𝑛 𝑑𝑢 𝐾𝑤ℎ (𝑇𝑁𝐷/𝐾𝑤ℎ) =
𝐷é𝑝𝑒𝑛𝑠𝑒𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 (𝑇𝑁𝐷)
𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑒 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑖𝑡𝑒 (𝐾ℎ)
vi
Avec
▪ Dépenses totales : (Investissement + Coûts O&M + Remplacements des
onduleurs) = 6869 x 103
TND
▪ Energie produite :
𝑇𝑎𝑖𝑙𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑙𝑒 × 𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑏𝑙𝑒
1000
= 23 609 𝑀𝑤ℎvii
D’où, le coût de revient moyen du Kwh solaire est 0.291 TND HT/Kwh.

54 | P a g e
F. Indicateurs financiers de l’investissement
iii. Valeur actualisée Nette (VAN)
La VAN correspond à la somme des cash-flow dégagés par le projet actualisé en
fonction de leur date d’encaissement ou décaissement. Il permet de comparer
l’argent investi au départ aux cash-flows perçus dans le temps en fonction du taux de
retour attendu du capital investi, ainsi si la VAN est négative, le projet perd le
l’argent.
𝑉𝐴𝑁 = −𝐶 + ∑
𝐶𝐹𝑖
(1 + 𝑡)𝑖
𝑛
𝑖=0
viii
Avec
▪ C : le capital investi
▪ CFi: le flux de trésorerie de l’année i
▪ n : Le nombre d’années
▪ t : le taux d’actualisation
Pour un taux d’actualisation à 10%, On trouve la une Valeur Actualisée Nette « VAN »
égale à 5322 milliers de TND.
iv. Taux de rentabilité interne (TRI)
Le TRI correspond au taux de rentabilité aboutissant à une VAN de 0. Il permet
de comparer la rentabilité du projet avec celle d’un autre placement.
Dans le cas de ce projet, le « TRI » est à l’ordre de 15%.
v. Taux de Retour (TR)
Le temps de retour sur investissement, autrement dit le délai de récupération du
capital investi, est la durée au bout de laquelle le flux net de trésorerie est égal au
montant des capitaux investi.
Dans le cas de ce projet, le « TR » est à l’ordre de 9 ans.

55 | P a g e
G. Synthèse du projet
Nom de l'établissement AZUR City
Adresse
Centre Commercial AZUR CITY
2097 Boumhel, Ben Arous 2013
Puissance souscrite 2200 Kw
Référence du contrat 131200
Niveau de tension Raccordement MT sur le réseau du Azur city
Régime tarifaire Uniforme
Lieu de l'installation solaire
Ben Arous
[36,726013 ; 10,255595]
Puissance solaire à installer 691,2 Kwc
Production annuelle de l'installation
solaire 793 Kwh
Taux d'autoconsommation de l'énergie
produite 100%
Coût de l'installation solaire 3 655 000 TND HT
Temps de retour du projet 9 ans
TRI Projet 15%

56 | P a g e
Conclusion
Nous avons présenté dans ce chapitre la partie technique du projet, analyse
de la consommation électrique et le dimensionnement de l’installation solaire et la
partie économique, le calcul des indicateurs financiers et rentabilité.

57 | P a g e
Bibliographie et
Webographie
• Matériaux sélectifs pour la conversion photothermique de l'énergie solaire
J. Spitz, A. Aubert, J.M. Behaghel, S. Berthier, J. Lafait et J. Rivory
• Conception et modélisation d’un système photovoltaïque adapté par une commande
MPPT analogique
K. Kassmi, M. Hamdaoui et F. Olivié
• http://www.anme.tn/?q=fr/content/solaire-photovoltaique
• https://solargis.com/maps-and-gis-data/download
• https://www.appvizer.fr/magazine/finance-comptabilite/comptabilite/indicateurs-
financiers

58 | P a g e
Conclusion générale
Aujourd'hui, le monde est marqué, sur le plan commercial, par un fort taux
d'échange de biens et de services. On parle des installations photovoltaïques.
Depuis une dizaine d'années, avec la notion d'économie de marché et l'ouverture
presque totale des frontières, les industries sont de plus en plus en face d'une rude
concurrence venant de la consommation énergétique. Pour qu’une entreprise puisse
survivre et dans cette sphère, elle est obligée de consommer beaucoup moins d’énergie.
Ce projet de fin d’année intitulé « Etude technico-économique de mise en place d’un
champ PV de l’hypermarché AZUR CITY », est né principalement dans le but de contribuer à
l’accroissement des centrales photovoltaïques et l’économie d’énergie en général. L’objectif
majeur concerne : l’analyse de la consommation électrique de l’établissement et le
dimensionnement d’installation solaire qui repend aux besoins de l’hypermarché AZUR CITY
en tenant compte de l’étude financière et le calcul de rentabilité nécessaires.

59 | P a g e
Liste des formules
i
Rendement d’onduleur
ii
Angle d’incidence
iii
Angle d’inclinaison
iv
Energie Electrique
v
Coefficient de perte
vi
Coût de revient moyen en Kwh
vii
Energie produite
viii
Valeur actualisée nette

60 | P a g e
Annexe

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