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UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
DEPARTEMENT MINES
MENTION : INGENIERIE MINIERE
PARCOURS : GEOENERGIE
Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du Diplôme de MASTER
«ETUDE DE PROJET DE REALISATION D’UN SYSTEME D’ADDUCTION D’EAU POTABLE DANS LE DISTRICT D’AMBOVOMBE UTILISANT L’ENERGIE SOLAIRE
PHOTOVOLTAIQUE »
Présenté par : RAKOTONDRAZAKA Herihajaniaina Naliarilala
Date de soutenance : 28 Janvier 2016
Promotion 2014
1
UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
DEPARTEMENT MINES
MENTION : INGENIERIE MINIERE
PARCOURS : GEOENERGIE
Mémoire de fin d’études en vue de l’obtention du Diplôme de MASTER
«ETUDE DE PROJET DE REALISATION D’UN SYSTEME D’ADDUCTION D’EAU POTABLE DANS LE DISTRICT D’AMBOVOMBE UTILISANT L’ENERGIE SOLAIRE
PHOTOVOLTAIQUE »
Membres du jury
Président : Monsieur RAKOTONINDRAINY Professeur et Enseignant chercheur à l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo
Rapporteur : Docteur RANAIVOSON Léon Félix
Examinateurs : Professeur ANDRIANAIVO Lala
Docteur RANOARIVONY Andrianjoelimahefa Honoré
Docteur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier
i
REMERCIEMENTS
« Je vais t’enseigner et t’indiquer le chemin à suivre, dit le Seigneur » Psaume 32 : 8a
Premièrement, je remercie Dieu de m’avoir béni durant mes études et pendant le travail de
recherche que j’ai effectué.
Ensuite notre étude n’aurait pas pu être réalisée sans l’appui de plusieurs personnes, à qui
j’adresse spécialement mes vifs remerciements, en particulier :
Monsieur ANDRIANARY Philippe, Directeur de l’Ecole Supérieure Polytechnique
d’Antananarivo, de m’avoir accueilli au sein de son établissement.
Monsieur RAKOTONINDRAINY, Professeur et Enseignant chercheur à l’ESPA
d’avoir accepté de présider cette soutenance.
Monsieur RANAIVOSON Léon Félix, Chef de Département Mines et Enseignant
chercheur à l’ESPA, de m’avoir encadré et conseillé durant ce mémoire, malgré ses
lourdes responsabilités.
Monsieur ANDRIANAIVO Lala, Professeur et Enseignant chercheur à l’ESPA
d’avoir accepté de faire partie des membres du jury.
Monsieur RANOARIVONY Andrianjoelimahefa Honoré, Enseignant chercheur à
l’ESPA d’avoir accepté de faire partie des membres du jury.
Monsieur RAZAFINDRAKOTO Boni Gauthier, Enseignant chercheur à l’ESPA
d’avoir accepté de faire partie des membres du jury de ce mémoire.
J’adresse une immense gratitude à mes parents, à toute la famille et à tous mes amis pour
leurs aides et leurs soutiens ;
Et à tous ceux qui, de près ou de loin, ont contribué à la réalisation de ce mémoire, trouvent
ici ma gratitude et mes sincères reconnaissances.
ii
SOMMAIRE
Remerciements
Liste des figures
Liste des tableaux
Liste des abréviations et des symboles
Liste des annexes
Introduction
PARTIE I : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ET INTRODUCTION A L’ENERGIE
PHOTOVOLTAIQUE
CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
CHAPITRE 2 : L’ENERGIE SOLAIRE
CHAPITRE 3 : LE SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE
PARTIE II : ETUDE ET DIMMENSIONNEMENT DU SYSTEME DE POMPAGE
CHAPITRE 4 : LE POMPAGE PHOTOVOLTAIQUES
CHAPITRE 5 : DIMENSIONNEMENT DU SYSTEME
CHAPITRE 6 : RESULTAT DANS NOTRE ETUDE
CHAPITRE 7 : ETUDE ECONOMIQUE ET FINANCIERE DU SYSTEME DE POMPAGE
PARTIE III : LA MAINTENANCE ET L’EXPLOITATION DU SYSTEME
CHAPITRE 8 : LA MAINTENANCE DU SYSTEME
CHAPITRE 9 : EXPLOITATION DE LA STATION DE POMPAGE
CONCLUSION
BIBLIOGRAPHIE
ANNEXE
TABLES DES MATIERES
iii
LISTE DES FIGURES
Figure 1 : Localisation de la zone d’étude..................................................................................3
Figure 2 : Structure du soleil......................................................................................................8
Figure 3 : Cycle de vie du soleil..................................................................................................9
Figure 4 : Chauffe-eau solaire..................................................................................................12
Figure 5 : Les coordonnées célestes horizontales....................................................................14
Figure 6 : Module photovoltaïque............................................................................................16
Figure 7 : Les différents types de la cellule photovoltaïque.....................................................19
Figure 8 : Structure d’une cellule photovoltaïque....................................................................20
Figure 9 : Schéma de principe d’alimentation électrique de faible puissance.........................21
Figure 10 : Type d’installation..................................................................................................28
Figure 11 : Courbe typique des performances d’une pompe en conditions d’utilisation.........36
Figure 12 : PANELLI 95 PR12N/9.............................................................................................40
Figure 13 : Diagnostique général du système..........................................................................57
Figure 14 : Diagnostique du générateur..................................................................................58
iv
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 1 : Répartition spectrale du rayonnement thermique.................................................9
Tableau 2 : Valeurs des coefficients du trouble atmosphérique..............................................10
Tableau 3 : Variation de la pression atmosphérique avec l’altitude........................................10
Tableau 4 : rayonnement solaire quotidien horizontal............................................................37
Tableau 5 : Température de l’air..............................................................................................38
Tableau 6 : valeurs du coefficient de réflexion p......................................................................38
Tableau 7 : Caractéristiques électriques d’une gamme de pompes PANELLI...........................40
Tableau 8 : Caractéristiques électriques de l’onduleur............................................................41
Tableau 9 : Caractéristiques électriques du module photovoltaïque BP SX 150......................42
Tableau 10 : Relation entre la puissance de l’onduleur et le rayonnement horaire global G sur
le plan fixe................................................................................................................................44
Tableau 11 : Les estimations des durées de vie des composants.............................................47
Tableau 12 : Calcul de l’investissement et de l’amortissement total du système....................48
Tableau 13 : Calcul de l’investissement et de l’entretien total du système.............................49
Tableau 14 : Calcul du prix m3 d’eau pompé...........................................................................49
v
LISTE DES ABREVIATIONS ET DES SYMBOLES
Alb : Albédo
a : Azimut
Amort : Amortissement
AMDEC : Analyse Des Modes de Défaillance
CC : Courant continu
CA : Courant alternatif
CIS : Cuivre Indium Sélénium
Cd : Cadmium
CSM : Conditions Standards de Mesure
Cos : Cosinus
ET : Equation du temps
Eh : Energie hydraulique
G : Rayonnement global sur un plan fixe
Ht : Ensoleillement horaire
Hb : Ensoleillement direct
Hd : Ensoleillement diffus
Hg: Hauteur géométrique
HMT : Hauteur Manométrique Totale
Hs : Niveau statique
Hd : Niveau dynamique
Ha : Hectare
H : Ensoleillement global horizontal Invest : investissement
l : Litre
L : Latitude
MPPT : Maximum Power Point Tracking
M : mètre
vi
Ni : Nickel
N : Durée de vie de la composante
NHPE : Nombre Heure Plein Ensoleillement
PV : Photovoltaïque
Pb : Plomb
P : Pression atmosphérique
Sin : Sinus
TSV : Temps solaire vrai
TSM : Temps solaire moyen
U : Tension du courant
W : Watt
Wc : Watt crête
Q : Débit
Pc : Pertes de charges
Z : Altitude
t : Durée totale d’ensoleillement journalière
ʎ : Longitude
vii
LISTE DES ANNEXES
ANNEXE 1 : Rayonnement solaire journalier moyen Ambovombe
ANNEXE 2 : Les courbes de performances de la pompe PANELLI. 95PR12N/9
ANNEXE 3 : Revue des technologies photovoltaïques
1
INTRODUCTION
Dans nos jours, la demande en eau est de plus en plus très importante, en particulier dans
les zones rurales et les sites isolés où l’accès à l’énergie classique est difficile voir
pratiquement impossible. Ce phénomène a fait qu'un intérêt grandissant est porté sur
l'utilisation des générateurs photovoltaïques comme nouvelle source d'énergie. En effet, un
système photovoltaïque devient intéressant lorsqu’il est facile à installer, avec une
autonomie acceptable et une excellente fiabilité de service.
Madagascar qui est un pays en voie de développement subit actuellement un
manque d’alimentation en eau potable surtout dans le grand sud. Or ce région possède un
gisement solaire très important : 5,68 kWh/m²/j (source : Retscreen). C’est la raison pour
laquelle je choisi comme sujet de mémoire : « ETUDE DE FAISABILITE D’INSTALLATION D’UN
SYSTEME DE POMPAGE SOLAIRE DANS LE DISTRICT D’AMBOVOMBE »
Pendant les travaux, nous avons procédé à l’étude documentaire, l'élaboration de
programme d'action. Ensuite, l’exploitation des données sur ordinateur et enfin la rédaction
manuscrite de ce présent mémoire
Pour mener bien à notre étude, le travail se divise en trois parties majeures :
PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ET INTRODUCTION A L’ENERGIE
PHOTOVOLTAIQUE
ETUDE ET DIMMENSIONNEMENT DU SYSTEME DE POMPAGE
LA MAINTENANCE ET L’EXPLOITATION DE LA STATION DE POMPAGE
PHOTOVOLTAIQUE
2
PARTIE I :
PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ET
INTRODUCTION A L’ENERGIE PHOTOVOLTAIQUE
2
CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE
1.1 Situation géographique [1]
Ambovombe est une ville située dans la région Androy. A 383 km d’Ihosy, 62 km
d’Antanimora sud et 110 km à l’ouest de Taolagnaro. Elle se trouve à 25°10‟37‟‟ latitude
Sud et 46°05‟13‟‟longitude Est.
Le District compte environ 265 142 habitants répartis sur 6617 km2 c'est-à-dire en moyenne
40 hab/km2.
Figure 1 : localisation de la zone
3
1.2 Situation économique de la région [1]
Cette situation fait que l’Androy connaît un problème chronique et sévère de disponibilité et
d’accessibilité en eau : source de maladies, d’insécurité alimentaire chronique, de migration,
de dégradation de la capacité de production agricole – en somme une source d’aggravation
de la pauvreté. Les capacités de production agricole dépendent du régime de précipitation
de l’année. Des épisodes récurrents de kere ([kéré] = disette, famine) surviennent dans la
région dès que la pluviométrie baisse.
Dans le cadre de la lutte contre l’insécurité alimentaire, l’UNICEF et le Programme
Alimentaire Mondial œuvrent dans la nutrition. Les coopérations européenne et française
travaillent dans le cadre des cantines scolaires et semences améliorées. Le Conseil général
de l’Eure s’investit depuis une dizaine d’années dans l’éducation et l’appui aux communes en
collaboration avec l’Association française des Volontaires du Progrès, dans le district de
Tsihombe.
1.3 Climatologie [1]
De nombreuses sources et divers indicateurs citent la Région Androy comme étant la plus
pauvre de Madagascar. En cause notamment son climat semi-aride avec une précipitation
moyenne de 400 mm mal répartie dans l’année. On observe une diminution significative de
l’intensité des précipitations de la zone Nord vers l’extrême Sud de la zone littorale. La
sécheresse présente une variation périodique tous les huit à dix ans. L’irrégularité
pluviométrique, combinée avec les variations et l’importance des amplitudes thermiques,
favorise souvent la dégradation du sol. La Région est soumise à une présence quasi
permanente de vent fort et desséchant du Sud « Tiokatimo »
1.4 Approvisionnement en eau potable
Un réseau de pipelines transférant de l’eau des fleuves Mandrare vers les principales
agglomérations de l’Androy est en cours de travaux sur financement de la coopération
japonaise, suisse et européenne, sous la coordination de l’Alimentation en Eau dans le Sud
(AES). Outre son implication remarquable dans le microcrédit et dans la nutrition dans
l’Androy, l’ONG GRET a mis en place des impluviums dans la région Androy et des citernes
dans les écoles.
4
L’AES a confié la distribution de l’eau à des opérateurs économiques qui se ravitaillent
souvent au niveau des points d’eau des pipelines. Ils transportent l’eau en charrettes et la
vendent dans les différentes localités à un prix variable selon les villages et les saisons.
Pendant les visites sur place en juillet 2007 et les enquêtes ‘préliminaires’, les populations
ont confirmé que la construction de puits correspondait à leurs besoins prioritaires.
5
CHAPITRE 2 : L’ENERGIE SOLAIRE
Les conditions résidantes au cœur du soleil favorisent l’interaction des différents atomes
d’hydrogène qui subissent une réaction de fusion thermonucléaire. Le résultat de ce
processus, lorsqu’il se répète est la fusion de quatre noyaux d’hydrogène en un noyau
d’hélium avec émission d’énergie sous forme de rayonnements gamma et X. Chaque
seconde, 564 millions de tonnes d’hydrogène se transforment en 560 millions de tonnes
d’hélium, cette différence de 4 millions de tonnes par seconde correspond à la différence
d’énergie de liaison entre les protons d’hydrogène et ceux d’hélium donnant une énergie
sous forme de rayonnement, estimée à 3.7.1026 j/s.
2.1 Le soleil
Le soleil est la seule étoile du système solaire et la plus proche de la terre, sa lumière met
environ 8 mn à nous atteindre. La deuxième étoile la plus proche est Proxima de Centaure
située à 4.23 années lumières du soleil mais la grande distance qui nous sépare de cette
étoile fait que le soleil soit la seule étoile qui assure la vie sur terre. Sur le plan humain, le
soleil a une importance primordiale car il est à l’origine de la vie sur terre, en lui fournissant
d’énormes quantités d’énergie, qui permet la présence de l’eau à l’état liquide et la
photosynthèse des végétaux. Le rayonnement solaire est aussi responsable du climat et des
phénomènes météorologiques.
2.2 Présentation général
Le soleil est une étoile naine de forme pseudo-sphérique comparable à une immense boule
de gaz très chauds qui se compose de 80% d’hydrogène et de 19% d’hélium, le 1% restant
étant un mélange de plus de 100 éléments, soit pratiquement tous les éléments chimiques
connus. Bien que le soleil soit une étoile de taille moyenne, il représente à lui seul 99.9% de
la masse du système solaire qui est dominé par les effets gravitationnels de l’importante
masse du soleil.
Le soleil n’est pas une sphère homogène, il est constitué de :
Le noyau contient 40% de la masse du soleil, c’est là où se crée 90% de son énergie
sous forme de rayons gamma et X, tout le rayonnement émis dans cette région est
totalement absorbé par les couches supérieures, cette zone s’étend sur une
épaisseur de 25.104 km, elle présente les caractéristiques suivantes :
6
Une température de 15.106 °C.
La zone radiative où la chaleur produite se propage par une diffusion radiative, elle
présente les propriétés suivantes :
Une épaisseur de 244160 km.
Une température variant de 10.106 °C à 50.104 °C.
La zone de convection où la chaleur produite se propage par une convection
turbulente, elle présente les propriétés suivantes :
Une épaisseur de l’ordre 199758 km.
La photosphère est une couche opaque, les gaz qui la constituent sont fortement
ionisés et capables d’absorber et d’émettre un spectre continu de radiations, elle
émet 99% du rayonnement total principalement dans le visible et c’est elle que l’œil
humain perçoit. Elle présente les caractéristiques suivantes :
La température de surface décroit de 6400 °C à 4500 °C.
Une épaisseur de 500 km.
Une pression de 1/100 atm
La chromosphère constitue avec la couronne l’atmosphère du soleil, cette couche
présente les caractéristiques suivantes :
Une épaisseur 2000 km.
Une température augmentant de 4200 °C à 104 °C.
La couronne est la dernière couche du soleil, ses caractéristiques sont :
Elle est sans limite précise.
La température augmente de 106 °C à 2.106 °C.
7
Figure 2 : Structure du soleil
2.3 Evolution
Pendant les cinquante premiers millions d'années de son existence, le soleil s'est contracté
jusqu'à atteindre approximativement sa taille actuelle. L'énergie gravitationnelle libérée par
ce mouvement a chauffé l'intérieur de l'astre et, lorsque le noyau s'est révélé suffisamment
chaud, la contraction a cessé pour laisser place à la réaction de fusion thermonucléaire.
La durée de vie du soleil dépend de la quantité d’hydrogène qui reste à consommer, on
estime qu’il existe depuis environ 4.5 milliards d’années, et subsistera, tel qu’il est, pendant
au moins encore 5 milliards d’années.
Lorsque le soleil aura épuisé ses réserves d'hydrogène, il changera de structure. Sa surface
externe s'étendra au-delà de l'orbite actuelle de la terre ou il se transformera en une géante
rouge, légèrement plus froide en surface qu'actuellement, mais 10 000 fois plus brillante en
raison de sa taille gigantesque. Le soleil demeurera une géante rouge, brûlant l'hélium dans
son noyau, pendant un demi-milliard d'années seulement, après ce stade, le noyau résiduel
du soleil s'effondrera pour former une étoile naine blanche petite de la taille de la terre
environ, il se refroidira alors lentement pendant plusieurs milliards d'années
8
Figure 3 : Cycle de vie du soleil
2.4 Le rayonnement solaire
Les réactions thermonucléaires produites au cœur du soleil génèrent des rayonnements
corpusculaires et électromagnétiques se propageant dans toutes les directions du vide
intersidéral avec une vitesse de 3.108 m/s et couvrant toutes les longueurs d’ondes depuis
les rayons X et gamma jusqu'à l’I.R lointain. Cependant 99.9% de l’énergie se situe entre 0.2
et 8μm.
On pourra supposer avec une approximation acceptable que le soleil rayonne comme un
corps noir porté à une température de 5762 K dite température apparente du soleil ne
correspond pas à la réalité physique.
La répartition de l’énergie solaire dans les bandes du spectre du rayonnement thermique est
donnée dans le tableau suivant :
Tableau 1 : Répartition spectrale du rayonnement thermique
Longueur d’onde (μm)
0-0.38 0.38-0.78 0.78
Pourcentage (%) 6.4 48 45.6
Energie (W/m2) 87 656 623
2.4.1 Le rayonnement solaire direct
Le rayonnement direct est le rayonnement incident sur un plan donné en provenance d’un
petit angle solide centré sur le disque solaire, il parvient en ligne droite et par temps clair.
L’état du ciel est défini par deux coefficients, a et b qui symbolisent le trouble
9
atmosphérique du lieu où se trouve le capteur solaire (tableau 2).Le rayonnement direct
reçu sur un plan horizontal est donné par :
τ dirh = a × exp
Avec :
a, b : coefficients traduisant les troubles atmosphériques.
h: hauteur du soleil.
P : pression atmosphérique du lieu.
Tableau 2 : Valeurs des coefficients du trouble atmosphérique
Ciel pur Conditions normales Zones Industrielles
a 0,87 0,88 0,91
b 0,17 0,26 0,43
Tableau 3 : Variation de la pression atmosphérique avec l’altitude
Altitude (m)
0 500 1000 1500 2000 5000
P (m bar) 1000 950 900 850 800 500
2.4.2 Le rayonnement solaire diffus
Le rayonnement diffus résulte de la diffraction de la lumière par les molécules
atmosphériques, et de sa réfraction par le sol, il parvient de toute la voute céleste. La
relation entre le coefficient de transmission du flux direct et diffus est :
τdif = 0,271 - 0,239 × τdir
Le flux diffus reçu sur un plan horizontal est défini par
Gdifh= C* × sin(h) × τdif
Le flux diffus reçu sur un plan incliné est défini par
Gdif = Gdif1 + Gdif2
Gdif1 = Gdifh ×
10
Gdif2 = Alb ×
× (Gdifh × sin(h) + Gdifh)
Avec :
Gdif1, Gdif2: rayonnements diffusés par le ciel et par le sol respectivement.
Alb : albédo du sol.
i: angle d’inclinaison du plan du capteur par rapport à l’horizontale.
2.4.3 Le rayonnement solaire réfléchi ou albédo
C’est la fraction d’un rayonnement incident diffusé ou réfléchit par un obstacle. Ce terme et
réservé généralement au sol et aux nuages c’est une valeur moyenne de leur réflecteur pour
le rayonnement considéré, et pour les angles d’incidences possible. Par définition le corps
noir possède un albédo nul.
Albédo(Alb)=
2.5 Captation
Il existe différentes techniques pour capter une partie de cette énergie à savoir:
L’énergie solaire thermique
Le thermique solaire est un procédé de transformation de l’énergie solaire en un forme
thermique, qu’on peut utiliser :
En usage direct de la chaleur : chauffe-eau solaire, chauffage solaire, cuisinière et
séchoir solaire.
En usage indirect où la chaleur sert pour un autre usage : centrales solaires
thermodynamiques, froid solaire.
11
Figure 4 : Chauffe-eau solaire
L’énergie solaire thermodynamique
La solaire thermodynamique utilise le solaire thermique pour produire de l’électricité selon
le même principe qu’une centrale électrique classique mais en utilisant des centrales Hélio
thermoélectriques.
Trois types principaux de centrales sont utilisés :
Les centrales à capteurs cylindro-paraboliques pour atteindre des températures
entre 300 et 350 °C.
Les centrales à capteurs paraboliques pour atteindre des températures de 1000°C ou
plus.
Les centrales à tour pour atteindre 1000 °C.
12
L’énergie solaire photovoltaïque
Elle permet de produire de l'électricité produite par transformation d'une partie du
rayonnement solaire avec une cellule photovoltaïque.
Les photopiles utilisent l’effet photovoltaïque, elles sont formées d'une couche d'un
matériau semi-conducteur et d'une jonction semi-conductrice. Le silicium est le plus
employé ; cependant, l'arséniure de gallium offre des meilleures performances, mais reste
beaucoup plus onéreux.
2.6 Calcul de la position du soleil
2.6.1 Paramètre de position
L'équateur est une ligne fictive de séparation entre l'hémisphère nord et l'hémisphère sud,
définie par un plan perpendiculaire à l'axe des pôles. Le méridien est le plan du lieu passant
par l'axe des pôles.
L’angle que fait le plan de l’équateur terrestre avec la direction Terre Soleil est appelé la
déclinaison « δ ». Cet angle varie tout au long de l’année de façon symétrique de
-23°26’ à + 23°26’.
L’angle « ξ » que fait la normale au plan de l’écliptique avec l’axe de rotation de la terre (ou
axe du monde) vaut évidemment 23°26’.
Les équinoxes sont les deux dates de l'année où le soleil traverse le plan équatorial : sa
déclinaison est alors nulle et les durées du jour et de la nuit sont égales. L'équinoxe
d'automne intervient vers le 22 septembre et l'équinoxe de printemps vers le 22 mars, dans
l'hémisphère Nord. Le solstice d'été (vers le 21 juin) est la période au cours de laquelle la
durée qui sépare le lever et le coucher du soleil cesse de croître (maximum 16 h
8 mn). Le solstice d'hiver (vers le 21 décembre) est la période au cours de laquelle cette
durée cesse de décroître (minimum 8h 12mn) la déclinaison est maximale.
Les saisons sont inversées dans l'hémisphère Sud.
La valeur de la déclinaison peut être obtenue avec une bonne précision par la formule
suivante :
δ = 23,45 sin *(360/365). (n-81)]
Avec n : numéro du jour de l’année (1er janvier = 1)
13
2.6.2 Les coordonnés géographique
Tout point de la surface de la terre est repéré par ses coordonnées géographiques :
La longitude (ʎ) est l’angle entre le plan méridien passant par ce lieu avec la
méridienne origine de Greenwich, elle varie de -180° à +180° de l’ouest à l’est.
La latitude (L) est l’angle avec le plan équatorial que fait le rayon joignant le centre de
la terre à ce lieu, elle varie entre +90° au pôle Nord et -90° au pôle Sud.
L’altitude (Z) correspond à la distance verticale entre ce point et une surface de
référence, le géoïde, figurant le niveau moyen de la mer.
2.6.3 Les coordonnés céleste horizontales
Le repérage du soleil se fait par l’intermédiaire de deux angles qui sont :
L’azimut (a) est l'angle compris entre le méridien du lieu et le plan vertical passant
par le soleil (figure 5). Il est donné par la relation suivante :
Sin(a) = cos(d) ×
La hauteur du soleil (h) est l'angle que fait la direction du soleil avec sa projection sur
un plan horizontal (figure I.3). Elle est donnée par la formule :
Sin(h) = sin(L) × sin (d) + sin(L) × cos(d) × cos (
Figure 5 : Les coordonnées célestes horizontales
14
2.7 Les paramètres de temps
On distingue :
Le temps solaire vrai (TSV) est l’angle horaire entre le plan méridien passant par
le centre du soleil et le méridien du lieu considéré, il est donné par l’expression:
TSV= 12+
Le temps solaire moyen (TSM) est donné par :
TSV – TSM = ET
ET est l’équation du temps qui corrige le TSV par rapport au TSM
ET = 9,87 × sin (2× N’) – 7,53 x cos (N’) – 1,5 x sin (N’)
Avec :
N’= (n-81) x
15
CHAPITRE 3 : LE SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE
3.1 Terminologie
Le terme « photovoltaïque » vient du grec «phos, photo» qui désigne la lumière et de
«voltaïque», mot dérivé du physicien italien Alessandro VOLTA, connu pour ses travaux sur
l’électricité. Une cellule photovoltaïque est donc une machine à produire de l’électricité sans
mouvement circulaire, sans vapeur d’eau sous pression, sans turbine, sans refroidissement
(sauf dans le cas des systèmes à concentration). Dès qu’elle est éclairée par de la lumière,
elle se met à fonctionner.
Cellule solaire et photopile sont des termes équivalents qui désignent généralement des
capteurs de petite taille, utilisés soit tels quels, soit en assemblage dans un panneau solaire,
ou module photovoltaïque.
Quant au mot photo générateur, il regroupe l’ensemble de ces composants d’énergie
lumière en électricité, c’est pourquoi nous l’utiliserons pour les exposés d’ordre général.
3.2 L’énergie photovoltaïque
L’énergie solaire photovoltaïque convertit directement le rayonnement lumineux (solaire ou
autre) en électricité. Elle utilise pour ce faire des modules photovoltaïques composés de
cellules solaires ou de photopiles qui réalisent cette transformation d’énergie
Figure 6 : Module photovoltaïque
Elle est radicalement différente de l’énergie solaire thermique, quant à elle produit de la
chaleur à partir du rayonnement solaire infrarouge afin de chauffer de l’eau ou de l’air.
16
3.3 Les cellules photovoltaïques
Les cellules solaires sont des composants optoélectroniques qui transforment directement la
lumière solaire en électricité par un processus appelé « effet photovoltaïque », car le soleil
est la source lumineuse la plus intense de notre planète, et la plupart des applications sont
en plein air. Mais certains préfèrent l’expression énergie lumière, pour insister sur le fait que
toute source de lumière, même artificielle (ampoules, tubes fluorescents…), peut générer de
l’électricité à travers une cellule solaire.
3.3.1 Historiques
Quelques dates importantes dans l’histoire du photovoltaïque :
1839 : Le physicien français Edmond Becquerel découvre le processus de l’utilisation de
l’ensoleillement pour produire du courant électrique dans un matériau solide. C’est l’effet
photovoltaïque.
1875 : Werner Von Siemens expose devant l’Académie des Sciences de Berlin un article sur
l’effet photovoltaïque dans les semi-conducteurs. Mais jusqu’à la Seconde Guerre Mondiale,
le phénomène reste encore une curiosité de laboratoire.
1954 : Trois chercheurs américains, Chapin, Pearson et Prince, mettent au point une cellule
photovoltaïque à haut rendement au moment où l’industrie spatiale naissante cherche des
solutions nouvelles pour alimenter ses satellites.
1958 : Une cellule avec un rendement de 9 % est mise au point. Les premiers satellites
alimentés par des cellules solaires sont envoyés dans l’espace.
1973 : La première maison alimentée par des cellules photovoltaïques est construite à
l’Université de Delaware.
1983 : La première voiture alimentée par énergie photovoltaïque parcourt une distance de
4 000 km en Australie.
La première cellule photovoltaïque (ou photopile) a été développée aux États-Unis en 1954
par les chercheurs des laboratoires Bell, qui ont découvert que la photosensibilité du silicium
pouvait être augmentée en ajoutant des "impuretés".
C'est une technique appelée le "dopage" qui est utilisée pour tous les semi-conducteurs.
Mais en dépit de l'intérêt des scientifiques au cours des années, ce n'est que lors de la
course vers l'espace que les cellules ont quitté les laboratoires. En effet, les photopiles
17
représentent la solution idéale pour satisfaire les besoins en électricité à bord des satellites,
ainsi que dans tout site isolé.
3.3.2 Les différentes technologies
Il existe un grand nombre de technologies mettant en œuvre l'effet photovoltaïque.
Beaucoup sont encore en phase de recherche et développement.
Les principales technologies industrialisées en quantité à ce jour sont : le silicium mono ou
poly-cristallin (plus de 80% de la production mondiale) et le silicium en couche mince à base
de silicium amorphe ou CIS (Cuivre Indium Sélénium).
a) Cellules inorganiques :
Cellule silicium :
Le silicium poly cristallin présente une couleur grise. Il est constitué d'une mosaïque de
cristaux monocristallins de silicium, d'orientation et de tailles différentes (fig.7.a). Le silicium
monocristallin ainsi obtenu, sous forme de lingots circulaires, est constitué d'un seul type de
cristal et présente une couleur uniforme grise (fig.7.b). Le silicium monocristallin, plus
élaboré que le silicium poly cristallin, présente un rendement (conversion de l'énergie
lumineuse en énergie électrique) supérieure. Sa production demande cependant une plus
grande dépense énergétique.
Cellules en couches minces :
D'autres filières sont en cours de développement dans le secteur photovoltaïque
inorganique comme les cellules dites de seconde génération composées de couches minces
de matériaux inorganiques (fig.7.c). Les matériaux photo actifs les plus utilisés en couche
minces sont le silicium amorphe, le disélénium de cuivre indium (CIS), le tellure de cadmium.
L'avantage principal des cellules photovoltaïques composées de couches minces de
matériaux inorganiques est le faible coût de production par rapport à celui des cellules
composées de silicium épais.
b) Cellules de Grätzel :
La couche active de ces cellules est composée d'une matrice poreuse de nano-cristallites
d'oxyde métallique semi-conducteur (TiO2, ZnO, SnO2, Nb2O5) recouverte d'une
monocouche de colorant. En absorbant les photons le colorant va libérer un électron dans la
bande de conduction de l'oxyde métallique. Le colorant oxydé va être ensuite réduit par
l'électrolyte liquide qui est en général une solution d'iodure (I2). Ces cellules ont un coût de
18
production un peu plus élevé que les cellules photovoltaïques tout polymère mais les
rendements de conversion photoélectriques avoisinent les 10%.
c) Cellules organiques : Les cellules connaissent un développement rapide et leur rendement de conversion ont
franchi récemment la barre des 8%. Les matériaux les plus répondus dans le domaine du
photovoltaïque organique à base de polymères est le mélange poly (3-hexylhtiophene)
(P3HT) le 6,6-phenyl-C61-butyric acide méthyl ester(PCBM) (fig.7.d).
Figure 7 : Les différents types de la cellule photovoltaïque
d) Cellules hybrides :
Les cellules hybrides sont composées d'un semi-conducteur organique et d'un semi-
conducteur inorganique comme l'oxyde de titane (TiO2), l'oxyde de zinc (ZnO) ou le séléniure
de cadmium (CdSe). Le principal avantage de ces cellules par rapport aux cellules organiques
est l'absence de 6,6-phenyl-C61-butyric acide méthyl ester (PCBM) ou de fullerène (C60) qui
sont les matériaux les plus sensibles à l'oxygène, ce qui permet d'améliorer nettement la
stabilité des cellules à l'air ambiant (fig.7.e). De plus ces cellules bénéficient des qualités des
matériaux organiques comme la souplesse et la facilité de mise en forme et des qualités des
matériaux inorganiques comme les mobilités élevées des charges électriques.
Plus de détail dans l’annexe 3.
19
3.3.3 Principes de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque
Le but des cellules photovoltaïques est de convertir l'énergie lumineuse provenant du Soleil
en énergie électrique. Ceci se fait en trois étapes :
Absorbation des photons de la lumière solaire.
Conversion de l'énergie reçue par les photons en énergie électrique (particules
électriques libres).
Collecte les particules dans un circuit électrique externe.
Le matériau constituant la cellule photovoltaïque doit donc posséder deux niveaux d'énergie
et être assez conducteur pour permettre l'écoulement du courant, d’où l'intérêt des semi-
conducteurs pour l'industrie photovoltaïque.
Figure 8 : Structure d’une cellule photovoltaïque
3.3.4 Les différents types de connexion des modules
Les modules peuvent également être connectés en série et en parallèle afin d’augmenter la
tension et l’intensité d’utilisation. Toutefois, il importe de prendre quelques précautions car
l’existence de cellules moins efficaces ou l’occlusion d’une ou plusieurs cellules (dues à de
l’ombrage, de la poussière, etc.) peuvent endommager les cellules de façon permanente.
20
Association en série
En additionnant des cellules ou des modules identiques en série, le courant de la branche
reste le même mais la tension augmente proportionnellement au nombre de cellules
(modules) en série.
Association en parallèle
En additionnant des modules identiques en parallèle, la tension de la branche est égale à la
tension de chaque module et l’intensité augmente proportionnellement au nombre de
modules en parallèle dans la branche.
3.3.5 Caractéristiques électriques des modules
La puissance-crête (Wc) d’un module photovoltaïque est la puissance électrique maximale
qu’il peut fournir, dans les conditions de mesures normalisées suivantes :
lorsqu’il est connecté à une charge optimale ;
lorsqu’il reçoit du soleil une puissance de 1 000W/m2. Ceci correspond
approximativement à une exposition perpendiculaire aux rayons du soleil le midi par
temps clair ;
lorsque la température à la jonction des cellules est de 25 °C.
Il s’agit donc de conditions idéales conventionnelles qui sont très rarement remplies dans la
pratique.
3.4 Les différents types d’utilisation de générateur photovoltaïque
Un générateur photovoltaïque (PV) produit de l'électricité à partir du rayonnement
solaire. Les cellules PV sont réalisées la plupart du temps dans un matériau semi-conducteur
(le silicium, par exemple). Ce sont les photons de la lumière qui, en frappant la cellule,
déplacent les électrons dans le matériau et génèrent ainsi une circulation continue des
électrons : c'est le courant électrique.
3.4.1 Alimentation électrique de faible puissance
Les alimentations électriques faibles telles que les calculettes ou les chargeurs de piles. Des
modules PV peuvent faire fonctionner n'importe quel appareil alimenté par des piles.
Figure 9 : Schéma de principe d’alimentation électrique de faible puissance
21
3.4.2 Installations électriques photovoltaïques autonomes
En site isolé le champ photovoltaïque peut fournir directement l’énergie électrique
nécessaire pour faire fonctionner les récepteurs (éclairage et équipement domestique). Un
système de régulation et une batterie d’accumulateurs permettent de stocker l’énergie
électrique en l’absence de soleil. Les batteries sont utilisées pour stocker l’énergie électrique
sous une forme chimique. Elles restituent l’énergie électrique au besoin selon ses
caractéristiques: Le régulateur de charge a pour fonction principale de protéger la batterie
contre les surcharges et les décharges profondes. Il est un élément essentiel pour la durée
de vie de la batterie.
Les systèmes photovoltaïques constituent alors une option intéressante, ils donnent aux
populations un accès à l’électricité avec un coût, une maintenance et des difficultés de mise
en œuvre réduits.
En site isolé on peut utiliser des récepteurs fonctionnant en courant alternatif. Dans ce cas,
l’installation comprendra un onduleur.
3.4.3 Installations électriques photovoltaïques : système hybride
La plupart des systèmes hybrides comportent une batterie d'accumulateurs dont provient la
charge de consommation. Les modules maintiennent la charge des accumulateurs tant qu'il
y a assez de soleil. Si on assortit une éolienne au système, celle-ci recharge les
accumulateurs pendant les périodes venteuses, qui surviennent souvent lorsque le ciel est
couvert ou durant la nuit. Par conséquent, les éléments éoliens et solaires se complètent
avantageusement. Le groupe électrogène n'est mis en marche qu'à l'occasion pour charger
les accumulateurs durant les périodes nuageuses, ou sans vent, prolongées et, quand il est
en marche, il tourne à plein régime. Son rendement et son efficacité énergétique sont donc
bien supérieurs; de plus, il nécessite alors moins d'entretien et il dure plus longtemps.
Les systèmes qui comportent à la fois des composantes solaires et éoliennes suffisent
souvent aux besoins, sans qu'un groupe électrogène ne soit nécessaire.
3.4.4 Installations électriques photovoltaïques : système raccordés au réseau
L’avantage de ce système c’est l’absence de la batterie. On ne stocke plus l’énergie, on
l’injecte directement dans le réseau local ou national. Et ceci sans limite quantitative, donc
toute l’énergie est récupérée. Il y a un compteur qui tourne dans un sens pour la
consommation, et un autre dans l’autre sens pour la production.
22
Mais il faut tout de même convertir le courant continu des panneaux en alternatif à travers
d’un onduleur, et celui-ci doit être homologué par la compagnie d’électricité qui va recevoir
ce courant, car il doit respecter des normes sur sa qualité « sinusoïdale »
23
PARTIE II :
ETUDE ET DIMENSIONNEMENT DU SYSTEME DE
POMPAGE
24
CHAPITRE 4 : LE POMPAGE PHOTOVOLTAIQUE
4.1 Introduction
Dans nos jours, la demande d'eau est de plus en plus très importante, en particulier dans les
zones rurales et les sites isolés où l’accès à l’énergie classique est difficile voir pratiquement
impossible. Ce phénomène a fait qu'un intérêt grandissant est porté sur l'utilisation des
générateurs photovoltaïques comme nouvelle source d'énergie. La réalisation d’un système
de pompage photovoltaïque autonome, fiable et à bon rendement, constitue une solution
pratique et économique au problème du manque d'eau, en particulier, dans les régions
désertiques. En effet, un système photovoltaïque devient intéressant lorsqu’il est facile à
installer, avec une autonomie acceptable et une excellente fiabilité de service.
Ce chapitre traite plus particulièrement les éléments théoriques permettant de
dimensionner les stations de pompage courantes.
4.2 Méthodes de pompages
Pour pomper l’eau avec un système photovoltaïque, deux techniques sont possibles : Dans la
première technique, l’énergie solaire est consommée en « temps réel » ; On parle alors d’un
« pompage au fil du soleil ». Cette solution nécessite un stockage de l’eau dans un réservoir
(l’eau pompée pendant la journée est stockée afin d’être utilisée plus tard, le soir par
exemple).
La deuxième méthode consiste à utiliser un stockage de l’énergie, cette fois-ci, via des
batteries. L’énergie stockée la journée peut être utilisée plus tard pour pomper l’eau
4.2.1 Pompage au fil du soleil
Comme on va le constater, la méthode de pompage « au fil du soleil » permet d’avoir un
système photovoltaïque plus simple, plus fiable et moins coûteux qu’un système utilisant
des batteries pour stocker de l’énergie d’abord. En effet, dans cette première technique,
c’est l’eau elle-même qui est pompée et stockée lorsqu’il y a suffisamment d’ensoleillement.
On parle alors d’un stockage hydraulique. L’eau est stockée dans un réservoir à une hauteur
au-dessus du sol pour qu’elle soit, au besoin ensuite, distribuée par gravité. Il faut bien
signaler ici que le réservoir d’eau peut souvent être construit localement. En plus, il ne
requiert pas un entretien complexe et peut être réparé localement. La capacité de stockage
peut varier d’un à plusieurs jours selon les modèles.
25
4.2.2 Pompage avec batterie
La méthode de pompage d’eau en utilisant l’énergie stockée sur des batteries peut avoir
l’avantage de garantir une stabilité d’alimentation des équipements (système présente
l'avantage d'un débit régulier, la possibilité de pomper lorsque le soleil est absent). L’énergie
emmagasinée pour être utilise aussi pour d’autres besoins ultérieures. L’inconvenant
majeur, voir handicapant, de cette technique est qu’elle comporte plusieurs composants qui
influent négativement sur la fiabilité et le coût global du système. En effet, les batteries sont
fragiles et sont souvent les premiers éléments qui auront besoin d’être changés. Elles
nécessitent, en outre, un entretien constant et un contrôle rigoureux de leur charge et
décharge. Les contrôleurs utilisés pour régulariser la charge et la décharge des batteries
vieillissent rapidement et peuvent s’avérer non fiables. Les batteries introduisent également
un certain degré de perte de rendement d’environ 20% à 30 % de la production d’énergie.
4.3 Notions hydrauliques [17]
Les stations de pompage sont constituées d’une ou plusieurs pompes qui aspirent des
volumes d’eau et les refoulent sous une certaine pression dans les canalisations du réseau.
Les paramètres nécessaires pour dimensionner la pompe solaire sont le débit d'exploitation
et la hauteur à laquelle la pompe devra refouler. Celle-ci est majorée par des pertes de
charges et de la pression de refoulement dans la conduite.
Le débit Q :
Le débit fourni par une pompe est la quantité d’eau qu’elle refoule durant un intervalle de
temps donné. En pompage solaire, le débit est souvent exprimé en m3 par jour.
La hauteur manométrique totale HMT
C’est la différence de pression en mètres de colonne d’eau entre les orifices d’aspiration et
de refoulement. Cette hauteur peut être calculée comme suit :
HMT= Hg + Pc
Avec :
Hg : Hauteur géométrique entre la nappe d’eau pompée (niveau dynamique)
Pc : Perte de charge produite par le frottement de l’eau sur les parois des conduites
26
4.4 Les composants de système de pompage PV
Un système de pompage solaire est généralement constitué :
le générateur photovoltaïque,
le groupe moto-pompe,
l'électronique de commande et de contrôle,
la partie stockage,
Les panneaux solaires photovoltaïques (1) produisent l'énergie électrique sous forme d'un
courant continu qui est converti à travers un convertisseur statique (3) pour alimenter un
groupe moto - pompe immergé ou flottant (4). Le groupe moto -pompe est composé d'un
moteur à courant alternatif mono, bi ou triphasé ou à courant continu à commutation
électronique qui est couplé à une pompe centrifuge à étages multiples ou à une pompe
volumétrique ou autre suivant le débit recherché.
La pompe centrifuge transmet l'énergie cinétique du moteur au fluide par un mouvement de
rotation de roues à aubes alors que la pompe volumétrique transmet l'énergie du moteur
par un mouvement hélicoïdale qui permet littéralement de propulser l'eau à la surface. Les
systèmes proposés sont composés de modules photovoltaïques montés sur un châssis de
support (2) incliné suivant la latitude du site afin d'optimiser la production photovoltaïque,
ou rotatif suivant la course du soleil. Le dispositif est complété par le convertisseur statique
(3) monté en surface et qui permet la conversion du courant continu produit par le champ
solaire en courant alternatif ou continu pour alimenter le moteur couplé à la pompe (Fig10).
27
Figure 10 : Type d’installation
4.4.1 Le générateur photovoltaïque
Pour obtenir des puissances supérieures, il est nécessaire d’associer en série et en parallèle
plusieurs modules. Dans certaines applications, il est possible d’utiliser un ou plusieurs
modules de quelques dizaines de cellules. Pour des utilisations plus importantes, les
générateurs PV sont groupés dans un champ de plusieurs modules (quelques centaines).
4.4.2 Le groupe moto-pompe
Les pompes
Une pompe est un dispositif permettant d'aspirer et de refouler un fluide. Il existe deux
grands types de pompes : les pompes centrifuges et les pompes volumétriques. Ces
dernières conviennent pour élever des faibles débits d’eau à des pressions élevées.
La pompe centrifuge :
La pompe centrifuge transmet l’énergie cinétique du moteur au fluide par un mouvement de
rotation de roues à aubes ou à ailettes. L’eau qui rentre au centre de la pompe sera poussée
vers l’extérieur et vers le haut grâce à la force centrifuge des aubages.
28
Les pompes centrifuges sont très utilisées pour les applications avec énergie photovoltaïque
parce que le couple d’entrainement de la pompe est pratiquement nul au démarrage
La pompe tourne par très faibles ensoleillement, le moteur peut fournir une vitesse de
rotation rapide à peu près constante.
La pompe volumétrique
La pompe volumétrique transmet l’énergie cinétique du moteur en mouvement de va-et-
vient permettant au fluide de vaincre la gravité par variations successives d’un volume
raccordé alternativement à l’orifice d’aspiration et à l’orifice de refoulement. Une pompe
volumétrique comporte toujours une pièce mobile dans une pièce creuse qui déplace le
liquide en variant le volume contenu dans la pièce creuse. Le principal intérêt des pompes
volumétriques est de pouvoir véhiculer un fluide sous de très fortes pressions. Mais elles ne
conviennent que pour des débits faibles, ce qui rend leur emploi très limité pour
l’alimentation en eau des cultures.
4.4.3 Les moteurs électriques
Un moteur électrique est un dispositif électromécanique permettant la conversion d'énergie
électrique en énergie mécanique. La plupart des machines électriques fonctionnent grâce au
magnétisme, il existe deux types de moteurs : à courants continu et alternatif.
Moteur à courant continu avec balais
Les moteurs à courant continu utilisés pour des applications de pompage solaire sont les
moteurs série, avoir un couple de démarrage suffisant pour vaincre la résistance de
démarrage d’une pompe et bien répondre à un courant variable. Le couplage est direct ou
avec optimisation du générateur par un hacheur adaptateur de puissance commandé par
son rapport cyclique.
L'installation ainsi définie nécessite une électronique relativement simple mais présente
l'inconvénient du moteur à courant continu qui demande un entretien régulier. Les balais
doivent être changés périodiquement. Ceci est particulièrement problématique dans le cas
des pompes à moteur immergé où la pompe doit être retirée du forage pour changer les
balais. , il est utilisé particulièrement pour le pompage dans les puits ouverts.
Moteur à courant continu, sans balais
Ce type de moteur électrique comporte non seulement les avantages des moteurs à courant
continu mais également ceux des moteurs à courant alternatif : fort couple au démarrage et
29
durée de vie élevée (due à l’absence des paliers et des balais) mais leur utilisation reste
limitée à des faibles puissances.
Moteur à courant alternatif
Les moteurs alternatifs asynchrones (rotor à cage) sont les plus couramment employés pour
une gamme variée d’applications industrielles. Par exemple, les pompes sur réseau utilisent
depuis longtemps ce type de moteur. Il est utilisé particulièrement pour le pompage
immergé dans les forages et les puits ouverts. L’arrivée d’onduleurs efficaces a permet
l’utilisation de ce type de moteurs dans les applications de pompage solaire. L'utilisation
d'un moteur asynchrone (à courant alternatif triphasé) plus robuste et moins cher (aussi
faible besoin de maintenance) devient une solution plus économique et plus pratique même
au prix d'un circuit électronique de commande plus complexe. L'utilisation d'un moteur
asynchrone augmente ainsi l'autonomie et la fiabilité de l'installation. Le moteur est
alimenté par un onduleur (convertisseur DC/AC) qui assure l’optimisation du générateur PV.
4.4.4 L'électronique de commande et de contrôle
Le convertisseur DC/DC (hacheur)
Afin d’extraire à chaque instant le maximum de puissance disponible aux bornes du
générateur PV et de la transférer à la charge (pompe alimentée par moteur à courant
continu), la technique utilisée classiquement est d’utiliser un étage d’adaptation entre le
générateur PV et la charge.
Le convertisseur DC/AC (Onduleur)
La fonction principale de l’onduleur est de transformer le courant continu, produit par les
panneaux solaires en un courant alternatif triphasé pour actionner le groupe moteur pompe.
L'onduleur fonctionne évidemment avec un circuit de génération des signaux PWM
commandé par un circuit de régulation et de protection. Le convertisseur DC/AC assure le
transfert optimal de puissance du générateur solaire vers le groupe moteur pompe et
protège la pompe contre le fonctionnement à vide lorsque il n y a pas d'eau dans le puits. Le
rendement de l’onduleur est généralement élevé pour valoriser au mieux l’énergie produite
par le générateur. Il est de l’ordre de 95 % au point de fonctionnement nominal.
4.4.5 La partie stockage
Le stockage d'énergie peut se faire de deux façons: stockage d'énergie électrique ou
stockage d'eau. Cette dernière méthode est souvent adoptée car il est plus pratique de
stocker l'eau dans des réservoirs que l'énergie électrique dans des accumulateurs lourds,
30
coûteux et fragiles. Aussi, le système de stockage avec batterie génère un coût additionnel,
des problèmes de maintenance de la batterie et de l’obligation de la remplacer après 3 à 5
ans d’usage. De plus, le rendement énergétique est meilleur quand il n'y a pas
d'accumulateurs. Le réservoir peut souvent être construit localement et la capacité de
stockage peut varier d’un à plusieurs jours. Ce réservoir ne requiert pas un entretien
complexe et est facile à réparer localement.
31
CHAPITRE 5 : DIMENSIONNEMENT DU SYSTEME
Les différentes étapes pour le dimensionnement d’un système de pompage sont :
Evaluation des besoins en eau
Calcul de l’énergie hydraulique nécessaire
Détermination de l’énergie solaire disponible
Choix des composants.
5.1 Evaluation des besoins en eau
Pour une région tropicale, les besoins en eau peuvent être définis en utilisant les valeurs
Suivants :
Humains Par personne 5 à 10 litres/jour minimum Conditions de vie normale 30 litres/jour
Animaux Moutons et chèvres 5 litres/jours Cheval 40 litres/jour Ane 20 litres/jour Chameau 20 litres/jour
Irrigation Agriculture maraichère 60m3/hectare/jour Riz 100 m3/hectare/jour Sucre de canne 65 m3/hectare/jour Coton 55 m3/hectare/jour
5.2 Calcul de l’énergie hydraulique nécessaire
Une fois définies les besoins nécessaires en volume d’eau pour chaque mois de l’année et les
caractéristiques du puits, nous pouvons calculer l’énergie hydraulique moyenne journalière
et mensuelle nécessaire à partir de la relation :
Eh = g. ρa Va h / 3600
Avec :
Eh : énergie hydraulique (Wh/jour)
h : hauteur totale (m)
Va : volume d’eau (m3/jour)
ρa : densité de l’eau (1000 kg/m3)
g : accélération de la pesanteur (9,81m/s2)
Durant le processus de pompage, le niveau d’eau à l’intérieur du puits tend à baisser, jusqu’à
ce que la vitesse avec laquelle la régénération du puits arrive à équilibrer la quantité pour
32
que l’on puisse pomper l’eau de nouveau. L’abaissement du niveau d’eau dans le puits
dépend d’un certain nombre de facteurs, comme le type et la perméabilité du sol et
l’épaisseur de l’aquifère.
La hauteur totale de pompage est la somme de la hauteur statique et de la hauteur
dynamique :
h = hs + hd
où :
hs : niveau statique (m)
hd : niveau dynamique (m)
La hauteur statique hs est la distance entre le niveau statique de l’eau dans le puits jusqu’au
point le plus élevé auquel on doit pomper l’eau.
La hauteur dynamique hd représente les pertes d’eau dans la tuyauterie.
La formule de Darcy-Weisbach permet le calcul de la hauteur dynamique :
Hd= f
Où :
f : coefficient de friction des parois de la tuyauterie
v : vitesse moyenne du fluide (m/s)
L : longueur de la tuyauterie (m)
D : diamètre de la tuyauterie (m)
g : accélération de la pesanteur (m/s2)
5.3 Détermination de l’énergie solaire disponible
La méthode de dimensionnement utilisée est basée sur les calculs des valeurs moyennes
journalières mensuelles de l’irradiation solaire disponible à l’inclinaison β des modules
photovoltaïques (PV) par rapport au plan horizontal. Ce dernier doit se faire de manière à
optimiser la conversion de l’énergie solaire en électrique.
5.4 Taille du générateur photovoltaïque
Deux méthodes sont utilisées pour le dimensionnement de systèmes de pompage
photovoltaïque : une méthode analytique et une méthode graphique. Ces méthodes
permettent de dimensionner une installation de pompage photovoltaïque pour satisfaire les
besoins en eau d’une consommation bien déterminée.
33
5.4.1 Méthode analytique
Une fois connus le volume journalier Qm3/jour, la hauteur manométrique totale HMT et
l’irradiation moyenne journalière incidente sur le plan du générateur, la puissance nominale
correspondante du générateur photovoltaïque Pp est calculée par l’expression suivante :
La puissance de sortie d’un générateur photovoltaïque sous les conditions standards de
mesure, CSM, (éclairement Gce =1000 W/m2 et température de cellule Tc, ref = 25 °C) est :
Pp = ηg A Gce
Où :
Pp : puissance de sortie sous CSM (W)
ηg : rendement du générateur à la température de référence (25 °C)
A : surface active du générateur (m2)
Gce : éclairement dans les CSM (1000 W/m2)
L’énergie électrique journalière Ee est donnée par :
Ee = ηPV A Gdm (β)
Avec :
ηPV : rendement moyen journalier du générateur dans les conditions d’exploitation
Gdm (β) : irradiation moyenne journalière incidente sur le plan des modules à l’inclinaison β (kWh/m2/jour).
Le rendement ηPV peut être calculé à l’aide de l’expression :
ηPV = Fm [1 – γ (Tc – Tc, ref)] ηg
Avec :
Fm : facteur de couplage, défini comme le rapport entre l’énergie électrique générée sous les conditions d’exploitation et l’énergie électrique qui se générerait si le système travaillait au point de puissance maximum.
γ : coefficient de température des cellules. γ prend des valeurs entre 0,004 et 0.005 /°C pour des modules au silicium mono et poly cristallin, et entre 0,001 et 0,002 pour des modules au silicium amorphe.
Tc : température moyenne journalière des cellules durant les heures
d’ensoleillement.
L’énergie électrique nécessaire est liée avec l’énergie hydraulique par l’expression :
Ee = Eh / ηMP
Où :
Eh : énergie hydraulique moyenne mensuelle (kWh)
ηMP : rendement du sous-système moteur-pompe.
34
En substituant ces trois dernières équations (Ee, ηPV, Ee) dans la première équation, nous
obtenons pour la puissance crête du générateur :
Pp=
[ ( – )] ×
5.4.2 Méthode graphique
Le calcul de la puissance du générateur photovoltaïque peut être effectue de deux manières:
soit par des expressions analytiques comme celle donnée si haut, ou bien en utilisant les
abaques de rendement des pompes fournis par le constructeur qui donne en fonction de
l’irradiation globale la puissance nécessaire développée Pc par les panneaux pour faire
fonctionner la pompe dans cette gamme de débit, et de HMT. Ces dernières sont assez
pratiques et résument les performances de différentes pompes en fonction des conditions
de leur utilisation.
Les abaques :
Ce sont des graphiques à lecture directe facilitant les calculs numériques. Graphiques
servant à déterminer spontanément des résultats obtenus par des calculs dans un système
de lignes prédéfinies et préparées d’avance. Les abaques s'exploitent par une lecture directe
sans avoir à effectuer de tracés complémentaires en lisant directement les données se
situant à l’intersection des droites correspondante par la lecture du point concourant en
relation avec les besoins de l’intervenant.
Les constructeurs d’équipement élaborent de tels diagrammes sur la base des données
calculées ou mesurées. Ce genre de graphes donne la configuration possible d’une
électropompe. A titre d’exemple, la figure 11 montre les caractéristiques de l’électropompe
SP14A-3 donnée par le constructeur GRANDFOS.
35
Figure 11 : Courbe typique des performances d’une pompe en conditions d’utilisation.
5.5 Dimensionnement de la pompe
Le choix de la pompe est basé sur les deux facteurs suivants :
La hauteur manométrique totale HMT.
Le débit horaire Qh.
Qh=
Avec :
Q : Débit eau journalière (m3/j)
h : Le nombre d’heure d’ensoleillement
36
CHAPITRE 6 : RESULTAT DANS NOTRE ETUDE
Dans le chapitre précédent de ce travail, nous avons bien détaillé l’étude et le
dimensionnement du système de pompage photovoltaïque. Il est alors intéressant
d’appliquer les techniques étudiées sur un site réel pour valider la méthode choisie et d’en
tirer des conclusions.
Sur la carte du monde Ambovombe est situé géographiquement selon les coordonnées
suivantes:
Latitude -25°10'19" Nord
Longitude 46°5'22" Est
6.1 Quelques donné concernant du site
La latitude du site est égale à -25°N, elle est négative car le logiciel Retscreen attribue une
latitude négative pour le site qui se situe dans l’hémisphère sud.
6.1.1 Le rayonnement solaire quotidien horizontal
La région d’Ambovombe se trouve parmi les régions ensoleillés de Madagascar avec un
rayonnement solaire quotidien horizontal allant de 3.76 kWh/m2/j pour le mois de Juin à
6,97 kWh/m2/j pour le mois de Novembre. La moyenne annuelle de la région est de 5.68
kWh/m2/j.
Tableau 4 : rayonnement solaire quotidien horizontal
MOIS Rayonnement solaire quotidien horizontal (kWh/m2/j)
JANVIER
FEVRIER
MARS
AVRIL
MAI
JUIN
JUILLET
AOUT
SEPTEMBRE
OCTOBRE
NOVEMBRE
DECEMBRE
7,05
6,74
6,07
5,00
4,22
3,76
3,97
4,90
5,90
6,47
6,97
7,18
37
6.1.2 Température de l’air en degré Celsius
Tableau 5 : Température de l’air
MOIS T (°C)
JANVIER
FEVRIER
MARS
AVRIL
MAI
JUIN
JUILLET
AOUT
SEPTEMBRE
OCTOBRE
NOVEMBRE
DECEMBRE
25,7
25,6
25,1
23,9
22,4
21,1
20,9
21,3
22,3
22,9
24,0
24,8
6.1.3 Quelque valeur de coefficient de réflexion
Tableau 6 : valeurs du coefficient de réflexion p
Nature du sol Coefficient de réflexion
Sol nu 0,2
Sol de près 0,3
Sol désertique 0,4
Neige 0,5-0,8
La durée effective d'insolation pour le mois de Juin à Ambovombe est
environ 6.7 heures selon le donné du PVGIS. (Annexe 1)
6.2 Système de pompage
Le système est caractérisé par les trois valeurs suivantes :
le volume journalier d’eau à pomper ;
le rayonnement solaire journalier reçu par le générateur ;
la hauteur manométrique totale de pompage.
6.2.1 Estimation de la besoin en eau
D’après la norme Malagasy un être humain doit avoir 30 litres/jour. Dans cette étude
j’estime à servir 1400 hab suivant ce norme.
C’est-à-dire la station pompe plus ou moins 42 m3 /j.
38
6.2.2 Rayonnement solaire
La valeur de rayonnement global journalier calculé sur la moyenne mensuelle du mois le
moins ensoleillé (Juin) pour des rayons incidents sur un plan incliné d’un angle optimal sur le
site à étudié est de 4,263 kWh/m2/j
6.2.3 La hauteur manométrique totale
Dans cette étude je choisi la valeur de la hauteur manométrique qui est égale 45m.
6.3 Dimensionnement de la station de pompage
Le dimensionnement du système de pompage PV concerne : le calcul de la puissance crête
du générateur photovoltaïque, le choix de la pompe et le choix de l’onduleur répondants au
service requis dans les conditions de référence. Ce dimensionnement prend en
considération les deux conditions suivantes :
Choisir les besoins journaliers en eau durant la période de besoin maximal.
Choisir le mois où l’ensoleillement maximal est le plus faible.
6.3.1 Choix de la motopompe
Nous choisissons la pompe en fonction du débit et de la hauteur manométrique totale
Débit horaire :
Il est calculé par la formule suivante :
Qh= Q / h
Q : Besoin journalière en m3/j
h : le nombre d’heures d’ensoleillement maximal
Dans notre cas, h= 4.2 heures et Q= 42m3 /j
Le débit horaire est égale 10 m3/h
Pour notre étude, le choix de la motopompe utilisée est porté sur une gamme de pompes
immergées proposées par le constructeur PANELLI. Cette gamme est constituée de pompes
de dimensions différentes ; chaque type de pompe est disponible avec un nombre de roues
variables afin d'obtenir le point de fonctionnement requis.
Les différents types des pompes sont donnés dans le tableau ci-dessous :
39
Tableau 7 : Caractéristiques électriques d’une gamme de pompes PANELLI.
Types de pompe Puissance (kW) Rendement(%) Débit (m3/h) Hauteur (m)
95 PR15N/7
95 PR15N/18
95 PR12N/9
95 PR12N/16
95 PR12N/29
0.37
1.5
2.2
4
7.5
60
60
60
60
60
2.5
9
10.5
13.5
18
38
32
45
68
71
Selon nos besoins, d’une part, un débit horaire de 10m3, et une hauteur manométrique
totale de 45 m, d’autre part, la motopompe adéquate sera alors la pompe 95PR12N/9 (fig. 12)
Caractéristique de la pompe :
Manufacturier : PANELLI
Type : 95 PR12N/9
Débit nominal : 10,5 m3/h
Puissance(W) : 2200
Tension (V) : 3×220
Rendement (%) : 60
Figure 12 : PANELLI 95 PR12N/9
Performance de la pompe : Annexe 2
40
6.3.2 La capacité du réservoir
Rappelons que la technique de pompage choisi pour notre cas est le pompage dit « au fil de
soleil ». Le stockage de l’eau est effectué dans un réservoir. La capacité de ce dernier est
calculée pour répondre au besoin d’eau pendant les jours d’autonomie. Celui-ci varie d’un à
plusieurs jours. Pour notre exemple, la capacité de stockage est calculée pour assurer deux
jours d’autonomie.
6.3.3 La convertisseur DC/AC (Onduleur)
Il a pour rôle, la conversion du courant continu produit par les panneaux en courant
alternatif identique à celui du réseau. Il est donc indispensable pour l’alimentation des
charges à courant alternatif. Le choix de l’onduleur dépend des caractéristiques électriques
de la pompe alimentée (puissance, tension). Pour le besoins de notre étude, le convertisseur
choisit est présenté dans le tableau suivant :
Tableau 8 : Caractéristiques électriques de l’onduleur.
Type d’onduleur Puissance max
(Watt)
Tension entré
(V)
Tension sortie
(V)
Fréquence
(Hertz)
Solardrive 4000 4000 240 3×220 0-65
6.3.4 Dimensionnement des générateurs
Nous avons choisi le modèle photovoltaïque BP SX 150 de chez BP Solaire. La série SX de BP
Solaire fournit une puissance photovoltaïque rentable destinée à un usage général par
exploitation directe de charges courant continu, ou de charges courant alternatif sur les
systèmes munis d’onduleur. Le module est composé de 72 cellules solaires multi cristallines
en silicone connectées en série pour produire une puissance maximale de 150 W.
Les caractéristiques électriques de ce module photovoltaïque sont données dans le tableau
suivant :
41
Tableau 9 : Caractéristiques électriques du module photovoltaïque BP SX 150
Tension Vmpp 34,5 V
Courant Impp 4.35 A
Tension circuit ouvert Vco 43,5 V
Courant de court-circuit Isc 4,75 A
Température nominale des cellules en
opération
47±2°C
Coefficient de température d’Isc 0.065±0.015%/°C
Coefficient de température de Vco -160±20 mV/°C
Coefficient de température de la puissance -0.5±0.05%°C
Rendement 11,12 %
Puissance crête du générateur
Pc=Charge journalière/Nombre heure de plein ensoleillement × Rendement générateur
Ici on prend NHPE= 5
Pc=2200/5×0.1112
Pc= 3956 Wc
Nombre de module photovoltaïque nécessaire
Nm=
Pc=3956
Pm=150
Nm= 26,37
Nombre de module en série
Pour trouver la tension convenable à l’alimentation d’une charge donnée par la mise en
série de plusieurs modules PV, le nombre de ces modules est calculé par l’expression
suivante :
NS=
Vch : La tension nominale de la charge (l’onduleur).
Vm : La tension nominale du module.
42
NS=
=6.95
Nombre module en série : 6.95
Nombre de module en parallèle
NP=
NP=
NP= 3.79
Nombre totale de module = NS × NP
Nmodule= 26,34
Pour avoir un fonctionnement nominal de la pompe sous le flux moyen on prendra 27
modules.
La surface occupée par les modules
S=
S=
S= 35,5 m2
6.4 Analyse du fonctionnement horaire de la pompe
Le rendement de l'onduleur sous sa tension nominal (240V) peut être pris égal à 95%.
La puissance nominale aux bornes de l'onduleur est :
Pond=
Pond=
Pond= 2315 W
43
Tableau 10 : Relation entre la puissance de l’onduleur et le rayonnement horaire global G sur le plan fixe (PVGIS)
HEURE G (W/m2) Puissance onduleur(W)
7-8 121 480
8-9 304 1203
9-10 468 1849
10-11 586 2315
11-12 648 2315
12-13 648 2315
13-14 587 2315
14-15 469 1851
15-16 306 1203
16-17 122 480
Le flux énergétique correspondant au seuil de démarrage de la pompe est compris entre
304 et 468 W/m2 donc le démarrage de la pompe aura lieu entre 9 heures et 10 heures
du matin.
La pompe étant alimentée sous sa puissance nominale pendant 4 heures et le volume
minimum pompé pendant la journée est:
Q= 4×10,5m3/h
Q= 42 m3/j
44
CHAPITRE 7 : ETUDE ECONOMIQUE ET FINANCIERE DU SYSTEME
L’analyse économique d’un système de pompage permet de dégager deux types
d’information, soit les coûts actualisés de la pompe et les coûts annuels qu’elle engendre.
Du point de vue de l’investisseur, les coûts actualisés de la pompe permettent de comparer
les coûts entre différentes options. Son importance est liée au fait que certaines options
nécessitent de gros investissements de départ et des frais d’exploitation et de maintenance
relativement faibles, alors que d’autres présentent la situation inverse. Dans ces conditions,
une analyse des coûts devra inclure le coût du financement du capital ainsi que la valeur
actualisée des coûts d’exploitation, d’entretien et de remplacement sur la durée de vie
prévue du système de pompage. Cette analyse s’appelle le calcul des coûts sur la durée de
vie.
L’objectif de notre étude consiste à évaluer les coûts représentatifs d’un système de
pompage photovoltaïque installé dans notre site, cette étude aboutira à une estimation du
coût du mètre cube d’eau pompée par notre système de pompage.
7.1 Analyse économique des systèmes de pompage photovoltaïque
En général, le calcul des coûts de la production d’électricité par l’énergie solaire
photovoltaïque obéit aux mêmes règles que les solutions classiques. Nous étudierons
séparément les coûts d’investissement, les coûts d’exploitation et les coûts d’entretien et de
maintenance.
Pour évaluer le coût global actualisé du m3 d’eau pompé, il est nécessaire d’avoir certaines
données, à savoir [13] :
La durée de vie de chaque composant,
Le coût ou l’investissement initial,
Les coûts de maintenance annuels relatifs au système photovoltaïque,
Les coûts de remplacements des différents sous-systèmes.
7.1.1 Méthode de calcul
Du point de vue de l’investisseur, les coûts actualisés du système de pompage permettent de
comparer les coûts entre différentes options. Son importance est liée au fait que certaines
options nécessitent de gros investissements de départ et des frais d’exploitation et de
maintenance relativement faibles, alors que d’autres présentent la situation inverse. Dans
45
ces conditions, une analyse des coûts devra inclure le coût du financement du capital ainsi
que la valeur actualisée des coûts d’exploitation, d’entretien et de remplacement sur la
durée de vie prévue du système de pompage. Cette analyse s’appelle le calcul des coûts sur
la durée de vie (life cycle cost) [14]
7.1.2 Calcul de l’investissement initial total
L’investissement initial permet à l’utilisateur de savoir quel est le prix qu’il va devoir payer
lors de l’installation de son système. Le coût total Itot est calculé par l’expression
suivante [15] :
Itot= Cg + Cond + Cmp + Cres + Cfor + Cacc
Avec :
Cg : Le coût du générateur
Cond Cmp Cres Cfor Cacc : coût de l’onduleur, motopompe, réservoir, forage et
accessoires.
7.1.3 Calculs des coûts sur la durée de vie
Nous utilisons la méthode dite le calcul des coûts sur la durée de vie (life cycle cost). Le coût
global annuel de la valeur actualisée est calculé par l’expression suivante:
CGA= ATot + ETot
ATot : L’amortissement total.
ETot : L’entretien et la maintenance totale.
7.1.4 Calcul de l’amortissement total
Pour calculer le coût de l’énergie en tenant compte de l’amortissement sur le temps, on
prend en compte dans nos calculs, la durée de vie des composants ainsi que les profits
réalisés sur toute la durée active du système [15,16]
L’amortissement annuel total du système est ATot donné par la formule :
ATot= Ag + Aond + Amp + Ares + Afor + Aacc
Pour chaque composant, l’amortissement est calculé de la façon suivante :
Générateur photovoltaïque :
Ag = Cg /N1
46
Onduleur :
Aond = Cond / N2
Motopompe :
Amp = Cmp / N3 Réservoir :
Ares = Cres / N4
Forage :
Afor = Cfor / N5 Accessoires :
Aacc = Cacc / N6
Nous remarquons que l’amortissement de chaque composant est de la forme :
A = C/ N
C : Coût de composant
N : Durée de vie du composant
La durée de vie pour chacun des éléments du système, sont données ci-après [14,15]
Tableau 11 : Les estimations des durées de vie des composants
Equipements Générateur
photovoltaïque
Motopompe Onduleur Forage Réservoir Accessoires
Durée de vie
(an)
20
7
7
20
20
20
7.1.5 Calcul de l’entretien et de la maintenance annuel total
Malgré la fiabilité des pompes solaires, il est indispensable de veiller à leur bon
fonctionnement par un entretien périodique. Dans la mesure où les hypothèses de départ
peuvent être différentes, le coût de l’entretien est très difficile à évaluer dans le temps. Pour
calculer un coût moyen annuel, l’approche la plus raisonnable est basée sur une expérience
vécue sur le terrain qui, aussi théorique qu’elle soit, donnerait un ordre de grandeur réaliste
[16].
47
Le calcul du coût d’entretien total annuel du système est donné par l’expression :
ETot= Eg + Eond + Emp + Eres + Efor + Eacc
L’entretien de chaque composant est donné par la relation :
EComp = Ccomp × Rt
Ccomp : Coût composant Rt : Coefficients d’estimations du coût de l’entretien par rapport à
l’investissement initial des composants
7.2 Application à notre étude
Description du projet Pompe solaire au fil du soleil :
Durée de vie du système : 20 ans
Ensoleillement : 5,68 kWh/m2-j
Puissance du générateur PV : 3956 Wc
Volume d’eau journalière : 42 m3
Volume d’eau annuel : 15 330m3
Capacité batterie : non Ah
Population : 1400 hab
Monnaie : Ariary
7.2.1 Investissement et Amortissement de l’installation du système
Tableau 12 : Calcul de l’investissement et de l’amortissement total du système
Composants Nb PU (EUR) PU (Ar) Durée de vie (an)
Invest(Ar) Amort(Ar)
Générateur 27 818 2 617 600 20 70 675 200 3 533 760
Motopompe 909 2 908 800 07 2 908 800 415 543
Onduleur 1090 3 488 000 07 3 488 000 498 286
Forage 01 3181 10 179 200 20 10 179 200 508 960
Réservoir 01 2000 6 400 000 20 6 400 000 320 000
Accessoires 727 2 326 400 20 2 326 400 116 320
Investissement total : 95 977 600 Ar Amortissement total : 5 392 869 Ar
48
7.2.2 Calcul coût de l’entretien du système
Tableau 13 : Calcul de l’investissement et de l’entretien total du système.
Composants Invest(Ar) Ratio(%) Coût/ an (Ar)
Générateur 70 675 200 2 1 413 504
Motopompe 2 908 800 2 58 176
Onduleur 3 488 000 5 174 400
Forage 10 179 200 2 203 584
Réservoir 6 400 000 1 64 000
Accessoires 2 326 400 2 46 528
Coût total d’entretien : 1 902 592 Ar
7.2.3 Résultats
Tableau 14 : Calcul du prix m3
d’eau pompé
SYSTEME DE POMPAGE PHOTOVOLTAIQUE AU FIL DU SOLEIL
AMORTISSEMENT(Ar) ENTRETIEN (Ar)
5 392 869 Ar 1 902 592 Ar
Coût global : AMORTISSEMENT+ ENTRETIEN= 7 295 461 Ar
Volume d’eau annuel : 15 330m3
Prix m3 : 475 Ar
7.2.4 Conclusion
L’utilisation d’une pompe solaire peut sembler, de prime abord, une solution aux problèmes
de financement auxquels doivent faire face ces villages. La pompe solaire coûte cher, surtout
en capital, et il est relativement facile d’obtenir des fonds initiaux pour faire ce genre de
projet. Néanmoins, même les pompes solaires ont des charges récurrentes non négligeables
et la prise en charge complète est nécessaire pour assurer la pérennité du système.
Un projet vraiment durable doit nécessairement pouvoir s’auto suffire, c’est-à-dire que les
revenus engendrés par une activité comme la vente de l’eau 475 Ar/m3 dans notre étude
doivent pouvoir combler, au minimum, son exploitation et son entretien.
49
PARTIE III :
LA MAINTENANCE ET L’EXPLOITATION DU SYSTEME
50
CHAPITRE 8 : LA MAINTENANCE DU SYSTEME
8.1 Organisation de la maintenance
8.1.1 Définition
La maintenance est l'ensemble des actions permettant de maintenir ou de rétablir un bien
dans un état clairement spécifié; bien maintenir, c'est assurer ces opérations à un coût
global minimal. Un système de pompage photovoltaïque de bonne qualité, bien conçu et
bien installé, peut fonctionner pendant plus de 20 ans si elle est bien entretenue. Un
entretien négligé peut avoir des effets irréversibles sur la fiabilité du système.
Les principales activités de la maintenance sont: la prévention, l'intervention, et
l'amélioration.
La prévention s'effectue par une bonne tenue des documents permettant de suivre la
vie de la station, le maintien du stock de pièces de rechange, la réalisation d'inspections, de
visites de contrôles. Pour pouvoir bien mener cette action il faut disposer des documents
suivants:
Le dossier machine du constructeur,
La fiche de suivi de station,
Les documents divers réalisés lors d'interventions.
La seconde opération concerne l'intervention qui peut être une réparation, une
révision, un échange standard ou d’autres actions similaires.
Enfin, la troisième opération est l'amélioration du système.
Elle a pour but de modifier le système de manière à améliorer certains de ces
caractéristiques de fonctionnement. Il peut s'agir d'une innovation, d'une reconstruction ou
d'une modernisation. Il est aussi important que le service maintenance soit capable
d'exécuter certains travaux novateurs (mise en place ou implantation de nouveaux
équipements).
8.1.2 Types de maintenances
On distingue deux types de maintenance: la maintenance préventive (systématique ou
conditionnelle) et la maintenance corrective (palliative ou curative). L'objectif de ces deux
types de maintenance est la réduction des coûts des défaillances. Et l'analyse technico
financière des risques encourus impose le choix d'un type de maintenance.
51
8.1.2.1 La maintenance préventive
La maintenance préventive a pour objectif d'éviter que l'installation tombe en panne. Pour y
arriver, on effectue régulièrement un suivi et un contrôle rigoureux de chacun des
constituants de la station, tout en prenant soin de remplacer les pièces usées juste avant
leur état ne perturbe le fonctionnement du système. Cependant il faut différencier les deux
modes de maintenance préventives: la maintenance systématique et la maintenance
conditionnelle.
La maintenance préventive systématique:
Elle consiste à changer les pièces selon un échéancier préétabli. Elle ne donne pas des
résultats visibles immédiatement, mais elle permet surtout d'assurer la fiabilité du système.
L'objectif de ce système de maintenance étant de maintenir l'équipement dans l'état de son
rendement initial. Les coûts directs de cette maintenance (mains d'œuvre et prix des pièces)
ne doivent pas être supérieurs à la valeur des conséquences des pannes que l'on cherche à
éviter. Ce type de maintenance, souvent appelée entretient du système, limite
généralement au nettoyage des panneaux, au désherbage la station, à la prévention de
l'ombre sur les panneaux et du contrôle visuel de l'état des câbles et autres constituants
externes (supports, ...). Cet entretien est assuré au niveau local par utilisateurs eux-mêmes.
Il est généralement confié à une structure technique locale constituée d'un opérateur et
d'un fontainier qui seront responsables du maniement, de l'entretien et de la surveillance de
l'installation et de tous les aménagements annexes.
Voici un exemple de maintenance préventive au niveau local :
Nettoyage hebdomadaire des panneaux :
Utiliser un chiffon propre et mouillé; ne pas utiliser de détergents grenus ou de composé
contenants des particules.
Prévention de l’ombre :
Enlever les arbustes autour du générateur.
S'assurer que personne n'a rien entreposé qui puisse masquer les panneaux
Ne pas permettre la construction de maisons risquant de faire de l'ombre sur les panneaux.
Inspection des constituants des câbles et aménagement :
Vérifier l'état de propreté et le blocage de toutes les connexions visibles (panneaux,
conditionneur d'énergie, boite de jonction....)
52
Contrôle quotidien de l'état des équipements et de l'aménagement.
La maintenance préventive conditionnelle:
Elle a pour objectif la correction de la dérive éventuelle du rendement technique de la
station, ceci à travers une exploitation rigoureuse des relevés et des constats effectués sur le
site. C'est une maintenance préventive qui nécessite un diagnostic avant le remplacement
de la pièce. Elle dépend des résultats des visites et des inspections du maître d'œuvre ou
toute autre structure compétente et doit être assuré par un technicien spécialisé. L'équipe
d'intervention pourrait être composé de deux personnes : un technicien spécialisé, un
électromécanicien de préférence et un ouvrier chauffeur de profil plutôt polyvalent; cette
équipe sera chargée de faire le point périodiquement sur le matériel installé. Ce type de
maintenance est utilisé chaque fois que cela est possible car son coût est modéré et donne
de bons résultats. La maintenance préventive peut se présenter sous deux formes: la
maintenance amélioratrice (actions d'amélioration permettant d'accroître la fiabilité et le
maintenicien) et la maintenance prédictive (détermination de l'époque optimal
d'intervention à partir de l'évolution dans le temps des symptômes constatés).
8.1.2.2 La maintenance corrective
Elle consiste à remettre en état de marche une installation tombée en panne. L'arrêt de la
station peut être dramatique pour les populations (absence d'eau, pertes de détails, ...)
d'autant plus que les pièces de rechange peuvent ne pas être disponibles localement. Afin de
répondre le plus rapidement à cette situation, la maintenance corrective se fait
habituellement en deux étapes.
La maintenance corrective palliative
Le dépannage permet de remettre provisoirement en marche un équipement victime d'une
défaillance partielle ou totale, en attendant une réparation définitive. Dans ce cas, la rapidité
de l'intervention prime sur la qualité. Cette action doit répondre le plus rapidement possible
à l'arrêt du système en amenant des solutions de marche même temporaires.
Le but de cette action n'est pas de réparer l'équipement mais de lui permettre de fournir
une partie du service pour lequel il a été mis en place. Si nécessaire une partie de
l'équipement sera court-circuit afin de permettre le fonctionnement partiel du système.
53
La maintenance corrective curative
La réparation est la mise en état définitive de tout le matériel usagé ou accidenté ou d'une
partie de celui-ci. Contrairement au dépannage, la réparation est préparée et généralement
planifiée, dans ce cas, la qualité de l'intervention prime sur la rapidité.
Pour mieux appréhender les risques de défaillances afin de mieux les éviter ont également
utilisé la méthode AMDEC (Analyse Des Modes de Défaillance, de leur Effet et de leur
Criticité).
Pour définir les priorités sur les interventions à mener, on effectue un classement des coûts
par rapport au type de panne.
8.2 Dossier de maintenance
Le dossier de maintenance est un dossier dans lequel tout sera noté. Il devra permettre à
toute nouvelle personne de s’informer avec précision et d’exécuter les tâches aisément.
Nous présentons ci-dessous les renseignements à rassembler pour une bonne connaissance
du matériel et surtout la façon de procéder pour constituer le dossier de maintenance d’une
installation.
8.2.1 Connaissance du matériel
Pour une bonne connaissance du matériel, on doit pouvoir trouver, dans le dossier de
maintenance de chaque pompe, les informations suivantes :
fiche signalétique : nom et adresse du constructeur ou du fournisseur, téléphone,
télécopieur, type et numéro de série, année de fabrication…,
caractéristiques physiques : encombrement, masse, capacité de production…,
commande: date et références, spécifications techniques, conditions de réception,
conditions de garantie…,
plans : d’ensemble, de détails de toutes les pièces susceptibles d’être remplacées ou
réparées, de montage donnant les jeux, les entraxes, les réglages, les vues éclatées…,
schémas: cinématique, électrique, hydraulique, électronique, de régulation…,
plans d’installation : fondations, raccordements électriques, hydrauliques,
fiches : entretien, réglage, mise en route, arrêt, conduite…,
consignes particulières : sécurité, incendie…,
liste : des ensembles pour échange standard, des pièces de rechange…
54
8.2.2 Constitution d’un dossier de maintenance
Le dossier de maintenance commence à être constitué dès que l’équipement est commandé
et sera complété au fur et à mesure des actions de maintenance sur le système.
L’élaboration du dossier de maintenance, par la société chargée du suivi ou de la
maintenance de la station, doit se faire avec l’aide du constructeur ou du fournisseur, de la
structure chargée de l’achat du matériel, du comité d’exploitation local et du fontainier.
Pour l’organisation du dossier, on peut regrouper les constituants par familles et sous-
familles, par exemple un premier groupe correspondant aux pièces fabriquées en grande
série et qu’on peut facilement trouver en grande quantité sur le marché (robinets, vis,
écrou…), un second groupe constitué par les ensembles importants (moteurs, pompes…), et
enfin un troisième groupe constitué de composants propres à l’installation (onduleurs,
moteurs, pompes, etc.). Cette méthode facilite la codification. Par ailleurs, tout travail
effectué donnera lieu à un historique qui sera intégré au dossier. Ce dernier doit exister au
moins en deux exemplaires classés respectivement dans la structure locale d’exploitation et
dans la société chargée de la maintenance. Il faut bien noter que le dossier de maintenance
n’est pas un document d’archives mais un document de travail.
55
CHAPITRE 9 : EXPLOITATION DE LA STATION DE POMPAGE
9.1 Guide d’identification des pannes
Une vérification méthodique est nécessaire si la pompe ne débite pas correctement ou si le
système est arrêté pour une raison non définie. Les organigrammes proposés dans les
figures ci-dessous ont pour objectif de faciliter le diagnostic.
56
Figure 13 : Diagnostique général du système
57
Figure 14 : Diagnostique du générateur
58
9.2 Technique de réparation
Le dépannage des équipements doit absolument être effectué par une structure spécialisée
capable de travailler en conformité avec les prescriptions du constructeur. Le remplacement
standard étant souvent fréquent, nous présentons ci-dessous quelques précautions à
prendre lorsqu'on doit remplacer certains constituants d'une station de pompage
photovoltaïque. Chaque fois qu'un dépannage sera effectué, on prendra soin de bien cerner
les causes de l'incident afin d'éviter qu'il se reproduise à l'avenir.
9.2.1 Remplacement d’un module
Avant d'entreprendre le remplacement d'un module détérioré, il faut s'assurer que le
nouveau module est parfaitement convenable. Celui-ci doit être de la même puissance et
avoir les mêmes caractéristiques de fonctionnement 1-V que celui qu'il remplace. Si le
module est différent, celui-ci peut influencer gravement la caractéristique de
fonctionnement de tout le générateur. Le remplacement d'un module doit être effectué de
préférence tôt le matin ou tard le soir. On doit tout d'abord masquer la surface des
panneaux avec une toile noire ou une bâche. Le conditionneur d'énergie est ensuite arrêté.
Les câbles de liaison entre celui-ci et les boîtes de distribution aux panneaux sont
déconnectés grâce à des outils isolants. Après avoir étiqueté le fil positif et le fil négatif du
module fautif, on les débranche de la boîte de connexion. Le module peut ensuite être retiré
en desserrant les vis qui le fixent à la structure. On peut alors mettre en place le nouveau
module, faire les connexions adéquates et remettre le système en service.
9.2.2 Remplacement des câbles
Les modules, le conditionneur d'énergie et le groupe motopompe sont reliés entre eux par
des câbles qui peuvent subir diverses détériorations. Tout câble endommagé doit être
changé. Pour ce faire, on arrête le conditionneur, on masque les modules, on débranche le
câble et on le remplace. Pour un câble reliant les panneaux au conditionneur d'énergie, on
déconnectera d'abord les panneaux. De même, entre le conditionneur et le groupe
motopompe, on débranchera d'abord le câble du côté conditionneur. Pour la mise en place
du nouveau câble, ces priorités seront inversées.
9.3 Remplacement des conditionneurs d’énergie
Avant de procéder au remplacement du conditionneur, il est conseillé de vérifier si la panne
n'est pas due à un mauvais raccordement ou à un défaut sur l'interrupteur principal. Les
précautions à prendre pour un échange standard du conditionneur sont similaires à ce qui a
59
déjà été vu plus haut. On doit donc arrêter l'installation et couvrir les modules avant
d'effectuer la substitution.
9.4 Organisation sociale et formation des utilisateurs
Plusieurs facteurs peuvent être à l'origine de l'échec des systèmes de pompage
photovoltaïques notamment:
manque d'information et de sensibilisation des bénéficiaires, très faible
participation des populations au moment de la mise en œuvre du projet,
manque de responsabilisation effective quant à la gestion de l'équipement,
notamment pour la prise en charge par les utilisateurs des coûts récurrents liés à
l'exploitation de la pompe,
un environnement technologique peu favorable pour les interventions en milieu
rural.
Pour toutes ces raisons, il est important, dès le départ d'un projet de pompage solaire, de
veiller à sensibiliser les futurs bénéficiaires. Cette sensibilisation doit être menée lors d'une
activité d'animation qui comprend plusieurs phases:
Avant l'installation du champ :
Phase d'identification du site : qui conduit au dégagement de la surface nécessaire
pour le champ photovoltaïque
Phase d'information: qui doit amener les populations à prendre souverainement la
décision d'opter pour une pompe solaire en pleine connaissance des avantages et
des inconvénients
Phase de formation: sur le plan organisationnel et celui de la gestion de l'équipe.
Au moment de l'installation du champ :
Formation: à la maintenance courante et à la connaissance des principales parties du
système photovoltaïque.
Après l'installation :
Phase de suivi post-installation : consolider les acquis et aider à une bonne maîtrise
de la gestion de la station de pompage.
Préparer les utilisateurs à prendre le projet entièrement en charge dès la mise en
exploitation de l'équipement solaire et surtout après le désengagement des
60
structures de mise en place du système photovoltaïque. Pour atteindre cet objectif, il
faut:
prendre en charge les coûts d'exploitation (fontainiers et gardiens), de maintenance
(contrat de maintenance en garantie totale) et de renouvellement (motopompe et
onduleur) ;
former les comités de gestion des équipements solaires (CGES) afin qu'ils maîtrisent
la gestion et les contraintes liées à la nécessité d'épargner une partie des recettes;
mettre à la disposition des CGES des outils de gestion simples et adaptés;
renforcer la relation contractuelle directe entre les villageois et l'entreprise chargée
du SAV (représentant local du fournisseur) à laquelle le village est lié par un contrat
d'entretien en garantie totale.
9.5 Eudes d’impact environnemental
L'énergie solaire est une énergie propre, silencieuse, disponible et gratuite, ce qui en fait une
technologie particulièrement adaptée pour les équipements d'alimentation en eau potable.
Selon les spécialistes, une cellule solaire rembourse en 4 à 5 ans l'énergie qui a été
nécessaire à sa fabrication, cadre, câble et supports compris. Et comme elle fonctionne au
moins pendant 30 ans, elle la rembourse même plus de 7 fois. En phase d'utilisation, les
modules ne génèrent aucun impact négatif sur l'environnement. En fin de vie, ·la plupart des
composants (verre, aluminium, silicium, métal) peuvent être recyclés.
D'autres parts, l'utilisation de l'énergie solaire photovoltaïque n'induit pas de «coût
d'entretien» de l'environnement car :
Pas de dégagement de gaz nocifs tels que le C02, NOx, SOx donc ne contribue pas à
l'augmentation de l'effet de serre ou les pluies acides.
Pas de coûts de sécurité pour la protection des installations comme c'est le cas des
puits de pétrole ou des centrales nucléaires.
Il y a lieu de citer d'autres paramètres qualitatifs tout aussi importants que ceux cités
précédemment liés surtout au confort de l'utilisation.
Approvisionnement en eau sûr et adapté à la demande.
Fiabilité et longévité des composants (absence de batteries).
Simplicité d'installation
Fonctionnement entièrement autonome (pas d'intervention humaine).
61
Entretien quasi inexistant.
Coûts d'exploitation minimes.
Fonctionnement silencieux et sans pollution.
62
CONCLUSION GENERALE
Le district d’Ambovombe bénéficie d'un fort potentiel d'ensoleillement, soit une moyenne
journalière de 5,68 kWh/m2.
Le dimensionnement des différents générateurs photovoltaïques a été effectué selon la
méthode du «pire mois », cette méthode permet aux stations de pompage d'avoir assez
d'énergie même pendant les périodes les moins ensoleillées de l'année. Ce nouveau système
permet effectivement de satisfaire la demande en eau au moins pendant les heures
d'ensoleillement moyen. Cependant, durant les premières heures de la journée on peut être
à court d'eau si le stock des réservoirs a été utilisé pendant la nuit.
Sur le plan environnemental l'énergie photovoltaïque offre une utilisation sans danger pour
la collectivité d'où son intérêt majeur par rapport à d'autre sources d'énergies.
Ce travail de mémoire a permis d’élargir nos connaissances à travers des études
bibliographiques pour comprendre les différents principes et techniques concernant
l’énergie solaire pour subvenir un système d’adduction d’eau.
I
BIBLIOGRAPHIE
[1] : Monographie de la région Androy INSTAT 2010
[2] Hydrogéologie Pierre-Alain Roche. École nationale des Ponts et Chaussées.
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mai – 2006
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[5] Théodore FOGELMAN. « SYSTEMES PHOTOVOLTAIQUES POUR LES PAYS EN
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de l’Energie (AFME) – septembre 1982
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[15] B.Chabot From cost to prices : « Economic analysis of PV energy and services progress in
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II
[16] B. Bouzidi, « Analyse de la faisabilité et la rentabilité économique de systèmes de
pompage d’eau par énergie solaire photovoltaïque », mémoire de magister, Ecole Nationale
Polytechnique, Alger.
[17] B. Molle, « Les stations de pompage individuelles pour l’irrigation », juin 1996.
WEBOGRAPHIE
http://www.retscreen.net.
www.panellipumps.it
www.grundfos.com
III
ANNEXES
ANNEXE 1 : Rayonnement solaire journalier moyen Ambovombe PVGIS estimation des profils moyens journaliers
Site: 25°10'19" Sud, 46°5'22" Est, Elévation: 129 m.s.n.m,
HEURE G Gd Gc DNI DNIc A Ad Ac
07 : 07 54 30 52 208 243 281 70 311
07 : 22 99 49 100 299 350 410 105 454
07 : 37 144 61 148 375 438 504 121 559
07 : 52 190 72 198 435 509 578 134 642
08 : 07 237 82 250 484 566 639 143 710
08 : 22 283 90 301 524 613 688 150 764
08 : 37 328 98 351 558 653 728 156 810
08 : 52 371 105 400 587 686 762 160 847
09 : 07 413 111 446 611 715 790 163 878
09 : 22 452 116 490 632 739 813 165 904
09 : 37 488 120 530 649 759 832 166 925
09 : 52 521 124 568 664 777 848 167 942
10 : 07 550 127 602 677 792 861 167 957
10 : 22 577 129 632 688 804 871 167 969
10 : 37 600 131 658 696 814 879 167 978
10 : 52 619 133 680 704 823 886 167 986
11 : 07 634 134 697 709 829 891 166 991
11 : 22 646 135 711 713 834 895 166 996
11 : 37 654 135 720 716 837 897 166 998
11 : 52 658 136 724 717 839 898 166 1000
12 : 07 658 136 724 717 839 898 166 1000
12 : 22 654 135 720 716 837 897 166 998
12 : 37 646 135 711 713 834 895 166 996
12 : 52 635 134 698 709 829 891 166 991
13 : 07 619 133 680 704 823 886 167 986
13 : 22 600 131 659 696 814 879 167 978
13 : 37 578 129 633 688 804 871 167 969
13 : 52 551 127 603 677 792 861 167 957
14 : 07 522 124 569 664 777 848 167 942
14 : 22 489 120 532 649 759 832 166 925
14 : 37 453 116 491 632 739 813 165 904
14 : 52 414 111 448 611 715 790 163 878
15 : 07 373 105 401 587 686 762 160 847
15 : 22 329 98 353 558 653 728 156 810
15 : 37 284 91 302 524 613 688 150 764
15 : 52 238 82 251 484 566 639 143 710
16 : 07 191 72 200 435 509 578 134 642
16 : 22 145 61 149 375 438 504 121 559
16 : 37 100 49 101 299 350 410 105 454
IV
16 : 52 55 30 53 208 243 281 70 311
17 : 07 26 19 24 114 133 142 27 159
G: Rayonnement global sur un plan fixe (W/m2) Gd: Rayonnement diffus sur un plan fixe (W/m2) Gc: Rayonnement global ciel clair sur un plan fixe (W/m2)
DNIc: Rayonnement direct normal ciel clair (W/m2) A: Rayonnement global sur un plan avec suiveur solaire à 2 axes (W/m2) Ad: Rayonnement diffus sur un plan avec suiveur solaire à 2 axes (W/m2) Ac: Rayonnement global ciel clair sur un plan avec suiveur solaire à 2 axes (W/m2)
DNI: Rayonnement direct normal (W/m2)
V
ANNEXE 2 : Les courbes de performances de la pompe PANELLI. 95PR12N/9
VI
ANNEXE 3 : REVUE DES TECHNOLOGIES PHOTOVOLTAÏQUES Le silicium monocristallin
Les cellules solaires faites à base de semi-conducteur au silicium monocristallin possèdent le
meilleur rendement de toutes les technologies de silicium cristallin. Les lingots de cristal sont
fabriqués en trempant une «semence» de cristal dans un bain de silicium en fusion, et en
retirant graduellement la semence tout en la tournant à la fois (procédé Czochralski).
Grâce au contrôle de la fusion, de la tirée et des taux de rotation, le silicium se solidifie sur la
semence et forme un gros lingot à une seule direction cristalline, dont on peut contrôler le
diamètre. Une fois la culture terminée, le lingot est scié à la transversale en carré ou pseudo-
carré, et coupé en tranches pour former des gaufrettes. Ces gaufrettes sont ensuite dopées
au bore sur un côté pour leur donner une charge positive et au phosphore de l’autre côté
pour leur donner une charge négative, formant alors une cellule solaire. Les cellules solaires
sont typiquement produites avec des rendements de 13% à 15%. Grâce à une technologie
mise au point par l’Université de New South Wales en Australie, on peut maintenant
produire des cellules en séries pilotes d’un rendement de 21%.
Silicium moulé multi cristallin (poly cristallin)
Dans cette approche, on verse du silicium en fusion dans un creuset de quartz carré sous une
atmosphère inerte, et on le laisse refroidir à partir d’un côté sans ajouter de semence. Il en
résulte un gros lingot moulé de silicium multi cristallin avec des grains ayant des orientations
cristallines différentes. Il est possible de fabriquer dans des fours commerciaux des lingots
pouvant atteindre 440millimètres carrés et de plus de 100 kilogrammes. Une fois formés, de
tels lingots sont coupés en petits lingots de 100 à 110 millimètres carrés. Chaque petit lingot
est ensuite scié en tranches comme pour le silicium monocristallin. L’avantage de cette
technique est que les lingots sont déjà en tranches carrées et qu’il y a moins de pertes. Le
désavantage est que les jonctions entre les grains de cristal réduisent le rendement des
cellules solaires. Les rendements sont en général légèrement plus faibles que pour les
cellules monocristallines. Solarex (SEMIX) en est le principal producteur américain. En
Allemagne, Wacker et AEG ont été les pionniers en Europe du processus SILSO. Kyocera au
Japon utilise une licence pour la technologie SILSO. L’entreprise a modifié la technique et est
probablement la productrice de modules photovoltaïques les moins chers aujourd’hui.
VII
Technologie de film mince de silicium amorphe
Cette technologie est différente du silicium cristallin dans le sens que la structure
moléculaire du silicium est non ordonnée et que le matériau, par conséquent, un coefficient
d’absorption de lumière plus élevé. Des couches minces (moins d’un micron) sont par
conséquent suffisantes pour utiliser presque toute l’énergie du spectre de lumière visible.
Durant la production, on dépose des couches successives d’une fraction de micron sur un
superstrat de verre ou sur un substrat flexible. Les couches déposées sont typiquement
dessinées au laser pour fabriquer des modules ayant un voltage approprié. Il faut ensuite les
mettre sous verre pour protéger les matériaux et les métaux. Des modules à simple jonction
ont été ainsi fabriqués avec des rendements de plus de 10 %. Les rendements de production
sont cependant de 5% à 6% seulement et souffrent d’un effet d’instabilité une fois soumis à
la lumière. En fabriquant des structures de multi-piles en tandem (possédant plusieurs
couches minces avec des propriétés spectrales différentes, définies à l’aide d’alliages
d’éléments tels que le germanium et le carbone), la firme USSC des États-Unis a réussi à
réduire l’instabilité et à augmenter l’efficacité du silicium amorphe. Son produit est un
module flexible avec rendement stable de l’ordre de 10 % à un coût de 3,50 $ le watt-crête.
Technologies sans silicium
Tellurure de cadmium (CdTe)
Le tellurure de cadmium est un matériau pouvant être utilisé dans la fabrication de piles
solaires de films minces. Par opposition au silicium amorphe, il peut être apposé à l’aide de
plusieurs techniques dont la galvanoplastie, l’impression sur écran, la pulvérisation par
pyrolyse et le sputtering. Des chercheurs à travers le monde ont fabriqué des éléments d’un
rendement de plus de 12 % dont on a prouvé la stabilité. On prévoit que des éléments de
grande surface d’un rendement de 16 % devraient être possibles d’ici deux ans. Les piles
CdTe sont produites en petite quantité au Japon et aux États-Unis et la technologie
commence à s’imposer sur le marché de consommation, dominé jusque-là par le silicium
amorphe.
Diséléniure de cuivre et d’indium (CIS)
Les modules «CIS » sont toujours en développement mais ils peuvent être disponibles en
petites quantités avec des rendements de 8%. Ils ont été utilisés en tandem avec des
modules de silicium amorphe pour produire des rendements de 12%. Cette technologie est
prometteuse car il est possible de se prêter à des technologies de dépôt peu chères telles
VIII
que la galvanoplastie. On prédit pour bientôt des piles à grandes surfaces ayant des
rendements de 15%.
Dioxyde de titane (TiO2)
La technologie à base de dioxyde de titane est très différente des technologies mentionnées
ci-dessus. Alors que ces dernières utilisent les propriétés des semi-conducteurs solides pour
produire une différence de potentiel lorsqu’ils sont exposés à la lumière, la technologie du
dioxyde de titane utilise un milieu aqueux pour produire l’effet photovoltaïque. Une
monocouche de teinture, servant d’électrolyte liquide, sur un film transparent de dioxyde de
titane de quelques microns, permet de capter la lumière et de la convertir en courant
électrique. Mise au point à l’Institut de technologie fédérale de Suisse à Lausanne, cette
technologie, qui est toujours expérimentale, promet selon ses auteurs une conversion
électrique de plus de 10 % à des coûts de production plusieurs fois moins élevés que les
technologies actuelles. Un des grands avantages de cette technologie est qu’elle n’a pas
besoin d’un environnement de haute technologie pour être produite.
Cellules à concentration
La concentration sur les cellules solaires consiste à utiliser une loupe de type Fresnel, un
miroir parabolique, etc., afin de concentrer la lumière sur une petite surface de cellule
solaire. Cette technique permet d’utiliser de petites surfaces de cellules très efficaces (GaAs
ou silicium de haut rendement) en tandem avec des matériaux moins coûteux comme le
plastique. Ceci rend le coût de production d’électricité photovoltaïque moins sensible aux
coûts de la cellule elle-même. Des rendements de plus de 25 % pour les modules de
concentration devraient être possibles en l’an 2000 avec des coûts de moins de 1,50 $ le
watt-crête. Notons cependant que la concentration nécessite une lumière solaire directe et
ne peut être utilisée aux endroits où le rayonnement est de plus de 50 % diffus.
IX
TABLES DES MATIERES
INTRODUCTION .....................................................................................................................1
PARTIE I : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ET INTRODUCTION A L’ENERGIE
PHOTOVOLTAIQUE
CHAPITRE 1 : PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDE ..............................................................3
1.1 Situation géographique .............................................................................................3
1.2 Situation économique de la région............................................................................4
1.3 Climatologie ...............................................................................................................4
1.4 Approvisionnement en eau potable ..........................................................................4
CHAPITRE 2 : L’ENERGIE SOLAIRE............................................................................................6
2.1 Le soleil.......................................................................................................................6
2.2 Présentation général..................................................................................................6
2.3 Evolution.....................................................................................................................8
2.4 Le rayonnement solaire..............................................................................................9
2.4.1 Le rayonnement solaire direct..........................................................................9
2.4.2 Le rayonnement solaire diffus......................................................................10
2.4.3 Le rayonnement solaire réfléchi ou albédo..................................................11
2.5 Captation..................................................................................................................11
2.6 Calcul de la position du soleil...................................................................................13
2.6.1 Paramètre de position.......................................................................................13
2.6.2 Les coordonnés géographique........................................................................14
2.6.3 Les coordonnés céleste horizontales.................................................................14
2.7 Les paramètre de temps.........................................................................................15
CHAPITRE 3 : LE SYSTEME PHOTOVOLTAIQUE.....................................................................16
3.1 Terminologie............................................................................................................16
3.2 L’énergie photovoltaïque.........................................................................................16
3.3 Les cellules photovoltaïques....................................................................................17
3.3.1 Historiques.........................................................................................................17
3.3.2 Les différentes technologies..............................................................................18
3.3.3 Principes de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque.............................20
3.3.4 Les différents types de connexion des modules................................................20
3.3.5 Caractéristiques électriques des modules.........................................................21
X
3.4 Les différents types d’utilisation de générateur photovoltaïque...........................21
3.4.1 Alimentation électrique de faible puissance.....................................................21
3.4.2 Installations électriques photovoltaïques autonomes......................................22
3.4.3 Installations électriques photovoltaïques : système hybride.............................22
3.4.4 Installations électriques photovoltaïques : système raccordés au réseau........22
PARTIE II : ETUDE ET DIMMENSIONNEMENT DU SYSTEME DE POMPAGE
CHAPITRE 4 : LE POMPAGE PHOTOVOLTAIQUES ..............................................................25
4.1 Introduction............................................................................................................25
4.2 Méthodes de pompages..........................................................................................25
4.2.1 Pompage au fil du soleil.....................................................................................25
4.2.2 Pompage avec batterie......................................................................................26
4.3 Notions hydrauliques................................................................................................26
4.4 Les composants de système de pompage PV ..........................................................27
4.4.1 Le générateur photovoltaïque............................................................................28
4.4.2 Le groupe moto-pompe......................................................................................28
4.4.3 Les moteurs électriques......................................................................................29
4.4.4 L'électronique de commande et de contrôle.....................................................30
4.4.5 La partie stockage..............................................................................................30
CHAPITRE 5 : DIMENSIONNEMENT DU SYSTEME.............................................................32
5.1 Evaluation des besoins en eau..............................................................................32
5.2 Calcul de l’énergie hydraulique nécessaire.........................................................32
5.3 Détermination de l’énergie solaire disponible.....................................................33
5.4 Taille du générateur photovoltaïque....................................................................33
5.4.1 Méthode analytique........................................................................................34
5.4.2 Méthode graphique........................................................................................35
5.5 Dimensionnement de la pompe............................................................................36
CHAPITRE 6 : RESULTAT DANS NOTRE ETUDE..................................................................37
6.1 Quelques donné concernant du site.....................................................................37
6.1.1 Le rayonnement solaire quotidien horizontal.................................................37
6.1.2 Température de l’air en degré Celsius............................................................38
6.1.3 Quelque valeur de coefficient de réflexion.....................................................38
XI
6.2 Système de pompage..............................................................................................38
6.2.1 Estimation de la besoin en eau..........................................................................38
6.2.2 Rayonnement solaire.........................................................................................39
6.2.3 La hauteur manométrique totale......................................................................39
6.3 Dimensionnement de la station de pompage.........................................................39
6.3.1 Choix de la motopompe.....................................................................................39
6.3.2 La capacité du réservoir....................................................................................41
6.3.3 La convertisseur DC/AC (Onduleur)...................................................................41
6.3.4 Dimensionnement des générateurs..................................................................41
6.4 Analyse du fonctionnement horaire de la pompe.................................................43
CHAPITRE 7 : ETUDE ECONOMIQUE ET FINANCIERE DU SYSTEME DE POMPAGE.............45
7.1 Analyse économique des systèmes de pompage photovoltaïque..........................45
7.1.1 Méthode de calcul............................................................................................45
7.1.2 Calcul de l’investissement initial total..............................................................46
7.1.3 Calculs des coûts sur la durée de vie................................................................46
7.1.4 Calcul de l’amortissement total........................................................................46
7.1.5 Calcul de l’entretien et de la maintenance annuel total..................................47
7.2 Application à notre étude........................................................................................48
7.2.1 Investissement et Amortissement de l’installation du système........................48
7.2.2 Calcul coût de l’entretien du système...............................................................49
7.2.3 Résultats............................................................................................................49
7.2.4 Conclusion.........................................................................................................49
PARTIE III : LA MAINTENANCE ET L’EXPLOITATION DU SYSTEME
CHAPITRE 8 : LA MAINTENANCE DU SYSTEME..................................................................51
8.1 Organisation de la maintenance............................................................................51
8.1.1 Définition..........................................................................................................51
8.1.2 Types de maintenances....................................................................................51
8.1.2.1 La maintenance préventive......................................................................52
8.1.2.2 La maintenance corrective........................................................................53
8.2 Dossier de maintenance........................................................................................54
8.2.1 Connaissance du matériel................................................................................54
8.2.2 Constitution d’un dossier de maintenance.......................................................55
XII
CHAPITRE 9 : EXPLOITATION DE LA STATION DE POMPAGE ............................................56
9.1 Guide d’identification des pannes..........................................................................56
9.2 Technique de réparation.........................................................................................59
9.2.1 Remplacement d’un module.............................................................................59
9.2.2 Remplacement des câbles.................................................................................59
9.3 Remplacement des conditionneurs d’énergie........................................................59
9.4 Organisation sociale et formation des utilisateurs.................................................60
9.5 Eudes d’impact environnemental............................................................................61
CONCLUSION GENERALE................................................................................................63
Titre du mémoire : «ETUDE DE PROJET DE REALISATION D’UN SYSTEME D’ADDUCTION
D’EAU POTABLE DANS LE DISTRICT D’AMBOVOMBE UTILISANT L’ENERGIE SOLAIRE PHOTOVOLTAIQUE »
Nombre de pages : 63 Nombre de tableaux : 14 Nombre de figures : 14 Auteur : RAKOTONDRAZAKA Herihajaniaina Naliarilala Adresse : Lot IVI 138 D Antanety Avaratra Ambohimanarina Tanà 101 Contacts : +261 33 01 955 27 E-mail : [email protected]
Encadreur : Dr RANAIVOSON Léon Félix
RESUME
L’eau et l’énergie sont parmi les plus importants éléments essentiels et indispensables à la vie humaine. La demande croissante de l’énergie et l’épuisement futur inévitable des sources classiques exigent des recherches sur des sources alternatives, comme les énergies renouvelables par exemple. Ce travail de recherche concerne l’étude technique et économique sur l’installation d’une station de pompage d’eau fonctionnant à l’énergie solaire au niveau du district d’Ambovombe. Ce station de pompage peut fournir environ 15 330 m3 d’eau par an et peut servir jusqu’à 1400 individus suivant la norme Malagasy. Le coût du m3 est de 475 Ar pour que le projet est vraiment durable et s’auto suffire. Mot clés : Pompage, énergie propre, photovoltaïque, Ambovombe, Eau
ABSTRACT Energy and water are will remain amongst the most important components in human life. The increasing demand and the inhexorable exhaustion the energy sources require alternative research project, as renewable energy. This research is related to technical and economical analysis for a low-lift station installation in Ambovombe. It would be running on solar power and will be automated feed. It will provide approximately 15 330 m3 of water per year and will supply for a least 1400 individuals. For each m3, the cost charged to get greater sustainability of the low-lift station is about 475 Ar. Key-words : Pump station, clean energy, photovoltaic, Ambovombe, Water
