Embed Size (px)
Citation preview
MÉMOIRE
Réalisé par
Abdessadk BIOUIH et Fayssal KHARBOUCH
Dans le cadre du Projet de Fin d’Études
Filière : Technique d’Exploitation des Énergies Renouvelables Année : 2011/2012
Thème
POMPAGE PHOTOVOLTAÏQUE
Soutenu le 29 Mai 2012 à 09H00 devant la commission d'examen
H. Chaib Professeur, FPO, Ouarzazate Encadrant T. Ait Taleb Professeur, FPO, Ouarzazate Examinateur H. Charifi Professeur, FPO, Ouarzazate Examinateur
2
R E ME R CI EM EN TS
Le présent travail a été réalisé au sein de la Faculté Polydisciplinaire de Ouarzazate dans le cadre du projet de fin d’étude de la License professionnelle « Techniques d’Exploitation des Énergies Renouvelables ». Il a été dirigé par Monsieur H. Chaib, Professeur à la Faculté Polydisciplinaire de Ouarzazate.
Nous remercions en tout premier lieu Monsieur le doyen, les enseignants et le personnel de la Faculté Polydisciplinaire de Ouarzazate, qui ont veillé de près ou de loin sur notre formation avec beaucoup de patience et d'intelligence mais aussi pour nous avoir supportés et de nous encourager au cours de ces années.
Nos sincères remerciements s’adressent également à tout le personnel de l’association TICHKASOL pour leur accueil chaleureux et aussi aide et étroite collaboration.
Nous tenons à remercier vivement les membres de jury qui nous ont fait l'honneur de nous bien vouloir juger ce travail.
Nous souhaitons que nos parents trouvent dans ce modeste mémoire une récompense à tout ce qu'ils ont donné d'eux-mêmes pour notre éducation. Enfin nous remercions tous nos amis qui de près ou de loin nous ont apporté leur aide au cours de nos études.
3
S O MM AI R E
INTRODUCTION ............................................................................................................................................... 5 CHAPITRE I : ÉNERGIE SOLAIRE ............................................................................................ 6
I.1. Introduction ........................................................................................................................... 6 I.2. Ressources solaires ............................................................................................................... 6 I.3. Mesure du rayonnement solaire ............................................................................................ 7 I.4. Estimation de l’énergie disponible ........................................................................................ 8 I.5. Conclusion ............................................................................................................................ 8
CHAPITRE II : SYSTÈME PHOTOVOLTAÏQUE ....................................................................... 9 II.1. Introduction ........................................................................................................................... 9 II.2. Cellules photovoltaïques ....................................................................................................... 9
II.2.1. Principe de fonctionnement ........................................................................................ 9 II.2.2. Constitution ................................................................................................................ 9 II.2.3. Caractéristiques d’une cellule photovoltaïque ......................................................... 10
II.2.4. Influence de l’ensoleillement et de la température ................................................... 11
II.3. Module photovoltaïque ....................................................................................................... 12 II.3.1. Association en série .................................................................................................. 12 II.3.2. Association en parallèle ........................................................................................... 13
II.4. Systèmes PV ....................................................................................................................... 14 II.4.1. Systèmes PV sans batterie ........................................................................................ 14
II.4.1.1. Principe de fonctionnement ............................................................................................... 14 II.4.1.2. Adaptation de charge ............................................................................................................. 15
II.4.2. Dimensionnement d’un système PV sans batterie .................................................... 15
II.5. Conclusion .......................................................................................................................... 16 CHAPITRE III : POMPAGE PHOTOVOLTAÏQUE .................................................................... 17
III.1. Introduction ......................................................................................................................... 17 III.2. Présentation générale .......................................................................................................... 17 III.3. Group motopompe .............................................................................................................. 17
III.3.1. Moteur ...................................................................................................................... 17 III.3.2. Pompe ....................................................................................................................... 18
III.4. Classification des pompes ................................................................................................... 18 III.4.1. Pompes de surface .................................................................................................... 18 III.4.2. Électropompes immergées avec moteur en surface .................................................. 19
III.4.3. Électropompes complément immergées .................................................................... 19
III.5. Fonctionnement d’un système de pompage PV .................................................................. 20 III.5.1. Couplage direct électropompe/générateur PV ......................................................... 20
III.5.2. Couplage indirect du groupe motopompe/générateur PV ........................................ 23
III.5.3. Fonctionnement de la pompe .................................................................................... 23 III.6. Conception et dimensionnement d’un système de pompage PV ........................................ 24
III.6.1. Données nécessaires ................................................................................................. 24 III.6.1.1. Localisation géographique .................................................................................................. 24 III.6.1.2. Climat du site............................................................................................................................. 24 III.6.1.3. Estimation des besoins en eau ........................................................................................... 24
4
III.6.1.4. Hydrologie du site ................................................................................................................... 25 III.6.2. Conception et dimensionnement ............................................................................... 26 III.6.3. Cahier des charges ................................................................................................... 27
III.7. Volet économique ............................................................................................................... 27 III.7.1. Cout d’un système de pompage PV........................................................................... 27 III.7.2. Couts internationaux et leur évolution ..................................................................... 28
III.8. Installation et maintenance d’un système de pompage PV ................................................. 29 III.8.1. Installation d’un système de pompage PV ................................................................ 29
III.8.2. Maintenance d’un système photovoltaïque ............................................................... 30
III.8.2.1. Maintenance préventive ....................................................................................................... 30 III.8.2.2. Maintenance corrective ........................................................................................................ 31
III.9. Conclusion .......................................................................................................................... 32 CONCLUSION ................................................................................................................................................... 33 BIBLIOGRAPHIE ............................................................................................................................................ 34
5
I N T R OD U C TI ON
Fonctionnant au fil du soleil, le pompage est sans doute l’une des plus pertinentes utilisations de l’énergie solaire photovoltaïque. L’évolution progressive, depuis 20 ans, des matériels et des gammes de performances permet aujourd’hui de considérer le pompage solaire comme une technologie mature.
Grace à notre formation de base au sein de la Faculté Polydisciplinaire de Ouarzazate, nous avons accumulé d’importantes connaissances sur l’énergie solaire photovoltaïque dès la construction des modules jusqu’à la production de l’électricité et son utilisation dans divers domaines.
Le motif principal qui nous a motivés dans notre choix de ce sujet et le fait que les systèmes de pompage photovoltaïque sont très utilisés dans les zones rurales et sites isolés pour le pompage de l'eau. L'installation ainsi définie est soumise aux impératifs suivants :
• un bon rendement ; • une excellente fiabilité ;
• une autonomie de fonctionnement.
Dans ce mémoire, nous allons aborder les systèmes de pompage photovoltaïque : éléments de bases, principe de fonctionnement, dimensionnement, volet économique ainsi que l’installation et la maintenance.
Ce mémoire se termine par une conclusion.
6
CH AP I TRE I : ÉN ERGI E S OLA I RE
I.1. I NTRODUCTION
Ce chapitre initie le lecteur au concept de l’énergie solaire. On y explique comment l’énergie solaire varie selon l’endroit et la saison et comment estimer la quantité d’énergie solaire disponible à un endroit donné.
I.2. RESSOURCES SOLAIRES
Le soleil émet un rayonnement électromagnétique compris dans une bande de longueur d’onde variant de 0,22 à 10 microns (µm). La figure I-1 représente la variation de la répartition spectrale énergétique. L’énergie associée à ce rayonnement solaire se décompose approximativement ainsi :
• 9 % dans la bande des ultraviolets (< 0,4 µm) ; • 47% dans la bande visible (0,4 à 0,8 µm) ; • 44% dans la bande des infrarouges (> 0,8 µm).
L’atmosphère terrestre reçoit ce rayonnement à une puissance moyenne de 1,37kW/m2, à plus ou moins 3%, selon que la terre s’éloigne ou se rapproche du soleil dans sa rotation autour de celui-ci. L’atmosphère en absorbe toutefois une partie, de sorte que la quantité d’énergie atteignant la surface terrestre dépasse rarement 1,2 kW/m2. La rotation et l’inclinaison de la terre font également que l’énergie disponible en un point donné varie selon la latitude, l’heure et la saison. Enfin, les nuages, le brouillard, les particules atmosphériques et divers autres phénomènes météorologiques causent des variations horaires et quotidiennes qui tantôt augmentent, tantôt diminuent le rayonnement solaire et le rendent diffus.
Figure I-1 : Analyse spectrale du rayonnement solaire.
7
L’utilisation du rayonnement solaire comme source d’énergie pose donc un problème bien particulier. En effet, le rayonnement solaire n’est pas toujours disponible; en outre, on ne peut l’emmagasiner ni le transporter. Le concepteur d’un système qui emploie le rayonnement solaire comme source d’énergie doit donc déterminer la quantité d’énergie solaire disponible à l’endroit visé et le moment où cette énergie est disponible. Il faut d’abord comprendre l’effet de la rotation (moment de la journée) et de l’inclinaison (saison de l’année) de la terre sur le rayonnement solaire. L’absorption atmosphérique est plus faible lorsque le Soleil se trouve à son point le plus haut dans le ciel, c’est-à-dire plein sud dans l’hémisphère nord et plein nord dans l’hémisphère sud. En effet, la distance que doit parcourir le rayonnement dans l’atmosphère est plus courte lorsque le Soleil est directement au-dessus de l’endroit visé. C’est le « midi-solaire », moment où le rayonnement solaire direct est le plus intense. Comme le Soleil est plus haut et que les journées sont plus longues en été, la quantité totale d’énergie reçue sur un plan horizontal y est plus grande qu’en hiver.
En résumé, on peut dire que l’intensité du rayonnement solaire est extrêmement variable suivant :
• la localisation géographique du site (spécialement par rapport à sa latitude) ; • la saison ; • l’heure ; • les conditions météorologiques (nébulosité, poussière, humidité…) ; • l’altitude du lieu.
On distingue plusieurs types de rayonnements solaires :
• Rayonnement direct : c’est le rayonnement reçu directement du Soleil. Il peut être mesuré par un pyrhéliomètre.
• Rayonnement diffus : c’est le rayonnement provenant de toute la voûte céleste. Ce rayonnement est dû à l’absorption et à la diffusion d’une partie du rayonnement solaire par l’atmosphère et à sa diffusion par les nuages. Il peut être mesuré par un pyromètre avec écran masquant le soleil.
• Rayonnement solaire réfléchi ou l’albédo du sol : c’est le rayonnement qui est réfléchi par le sol ou par des objets se trouvant à sa surface. Cet albédo peut être important lorsque le sol est particulièrement réfléchissant (eau, neige).
• Rayonnement global : c’est la somme de tous les rayonnements reçus, y compris le rayonnement réfléchi par le sol et les objets qui se trouvent à sa surface. Il est mesuré par un pyranomètre ou un solarimètre sans écran.
I.3. M ESURE DU RAYONNEMENT SOLAIRE
L’ensoleillement (G) correspond à l’intensité du rayonnement solaire reçu sur un plan à un moment donné. Il s’exprime habituellement en W/m2. Comme nous l’avons expliqué, l’ensoleillement varie de zéro, au lever du Soleil, à sa valeur maximale, typiquement au midi-solaire.
L’ensoleillement peut également exprimer la quantité d’énergie solaire captée sur un plan pendant un intervalle de temps déterminé. Il s’exprime habituellement en kWh/m2
(kilowattheure par mètre carré), en « heure de soleil maximum », en MJ/m2 (mégajoule par mètre carré) ou en cal/cm2 (calorie par centimètre carré) pour l’intervalle déterminé – une journée ou une heure.
8
Les valeurs quotidiennes d’ensoleillement sont habituellement présentées sous forme de moyennes mensuelles pour différentes latitudes et inclinaisons à des endroits précis (afin de rendre compte de l’effet de conditions météorologiques différentes). Le plus souvent, on exprime l’ensoleillement en « heures de soleil maximum », c’est-à-dire par le nombre équivalent d’heures par jour où l’éclairement est en moyenne de 1000W/m2. Ainsi, un ensoleillement de six heures de soleil maximum indique que le rayonnement reçu au cours d’une journée est le même que si le Soleil avait brillé pendant six heures à 1000W/m2. Les heures de soleil maximum sont un indice utile pour le dimensionnement des systèmes photovoltaïques, car ces systèmes sont habituellement évalués en watt-crête (WC), c’est-à-dire sous un éclairement de 1000W/m2.
I.4. ESTIMATION DE L ’ ÉNERGIE DISPONIBLE
En utilisant des données de rayonnement global sur un plan horizontal, il est possible de déterminer le rayonnement global pour une surface inclinée à un angle ø par rapport à l’horizontale. Pour le faire de façon rigoureuse, il faut déterminer le rayonnement solaire diffus et direct et l’angle de déclinaison (d) du Soleil. On utilise l’équation suivante (N. B. : Ne tient pas compte de la réflexion solaire des environs immédiats) :
H∅ =H� sin(90° − L ± (d + ∅��
sin(90° − L ± d�+ H� cos
�(∅
2�
Où :
• Hs est le rayonnement direct sur une surface horizontale ; • HD est le rayonnement diffus sur une surface horizontale ; • L est la latitude du site ; • ø est l’angle d’inclinaison du capteur ; • +d est la déclinaison du Soleil dans l’hémisphère nord ; • -d est la déclinaison du Soleil dans l’hémisphère sud.
L’utilisation de l’équation susmentionnée nécessite un modèle de calcul adéquat du rayonnement diffus (HD).
I.5. CONCLUSION
Dans ce chapitre nous avons parlé du rayonnement solaire comme source d’énergie qui est facilement exploitable par les systèmes photovoltaïques ; et comment estimer et mesurer cette énergie pour une surface inclinée à un angle ø par apport à l’horizontal.
.
9
CH AP I TRE I I : S Y S TÈM E P HOTOV OLTA Ï QU E
II.1. I NTRODUCTION
L’énergie photovoltaïque (PV) est la transformation directe de la lumière en électricité. Elle utilise une photopile (cellule solaire) pour transformer directement l’énergie solaire en électricité. L’effet photovoltaïque, c’est-à-dire la production d’électricité directement de la lumière, fut observée la première fois, en 1839, par le physicien français Edmond Becquerel. Toutefois, ce n’est qu’au cours des années 1950 que les chercheurs de la compagnie Bell Telephone, aux États-Unis, parvinrent à fabriquer la première photopile, l’élément primaire d’un système photovoltaïque.
II.2. CELLULES PHOTOVOLTAÏQUES
II.2.1. Principe de fonctionnement Une cellule photovoltaïque est un composant électronique qui, exposé à la lumière (photons), génère une tension électrique (volt) (c’est l'effet photovoltaïque).
La structure la plus simple d'une cellule photovoltaïque comporte une jonction entre deux zones dopées différemment d'un même matériau (homojonction p-n) où entre deux matériaux différents (hétéro-structures), la moins épaisse étant soumise au flux lumineux. Chacune des régions est reliée à une électrode métallique au moyen d'un contact ohmique de faible résistance. Le principe de fonctionnement peut être décomposé en deux parties : l'absorption des photons et la collecte des porteurs de charges créés.
La première étape de la conversion de la lumière en courant électrique est la génération au sein du semi-conducteur des porteurs de charges que sont les électrons libres et les trous.
La production d'électricité est proportionnelle à la surface des modules photovoltaïques exposés au soleil et à l'intensité lumineuse. Dépendante des conditions météorologiques, la production est donc aléatoire. L'énergie peut être utilisé en direct (cas des pompes solaires) ou stockée dans des batteries pour une utilisation ultérieure.
II.2.2. Constitution Les cellules photovoltaïques sont constituées de semi-conducteurs à base de silicium (Si), de sulfure de cadmium (CdS) ou de tellurure de cadmium (CdTe). Elles se présentent sous la forme de deux fines plaques en contact étroit. Ces semi-conducteurssont pris en sandwich entre deux électrodes métalliques et le tout est protégé par une vitre.
Le silicium est le plus utilisé pour réaliser les cellules solaires photovoltaïques pour ses propriétés électroniques. Le schéma ci-dessous montre l'illustration d'une cellule photovoltaïque.
10
Figure II-1 : Schématisation d’une cellule photovoltaïque.
II.2.3. Caractéristiques d’une cellule photovoltaïque Le schéma équivalent d’une cellule photovoltaïque est représenté sur la figure II-2.
Figure II-2 : Schéma équivalent d’une cellule photovoltaïque.
Pour une cellule idéale, le courant électrique débuté par la cellule s’exprime par :
I (V) = Iph(φ) – Id (V)
Où:
• I(V) : courant disponible ; • V : tension aux bornes de la jonction ; • Iph (ø) : courant produit par la photopile, ce courant est proportionnel au flux
lumineux (ø) ;
• ��(�� = �s�����
!" • kT/qvaut 26 mV à 300 K pour le silicium ; • J : coefficient d’idéalité de la diode ; • Is : courant de polarisation de la diode.
11
Cette représentation schématique de la photopile est idéalisée. Une photopile comporte en réalité une résistance série (Rs) et une résistance en dérivation ou shunt (Rsh). Ces résistances auront une certaine influence sur la caractéristique I-V de la photopile :
• la résistance série est la résistance interne de la cellule ; elle dépend principalement de la résistance du semi-conducteur utilisé, de la résistance de contact des grilles collectrices et de la résistivité de ces grilles ;
• la résistance shunt est due à un courant de fuite au niveau de la jonction ; elle dépend de la façon dont celle-ci a été réalisée.
Sur la figure II-3 est rapportée la caractéristique courant-tension I=f(V) d’une cellule photovoltaïque.
Figure II-3 : Caractéristique courant-tension d’une cellule photovoltaïque.
II.2.4. Influence de l’ensoleillement et de la température Nous avons vu que le courant Iphproduit par la photopile est pratiquement proportionnel au flux lumineuxφ. Par contre, la tension V aux bornes de la jonction varie peu car elle est fonction de la différence de potentiel à la jonction p-n du matériau lui-même (pour le silicium monocristallin, elle est de 590 mV pour une température de 25 °C). La tension de circuit ouvert ne diminuera que légèrement avec le flux lumineux. Ceci implique donc que :
• la puissance optimale de la cellule (Pmax) est pratiquement proportionnelle à l’éclairement ;
• les points de puissance maximale se situent à peu près à la même tension (Figure II-4).
12
Figure II-4 : Influence de l’ensoleillement sur la courbe I=f(V).
L’influence de la température est non négligeable sur la caractéristique courant-tension d’une cellule photovoltaïque. Pour le silicium, lorsque la température augmente, le courant augmente d’environ 0,025 mA/cm2/°C alors que la tension décroît de 2,2 mV/°C/cellule. Cela se traduit par une baisse de puissance d’environ 0,4%/°C. Cette influence devra être prise en compte lors du dimensionnement du générateur photovoltaïque.
II.3. M ODULE PHOTOVOLTAÏQUE
Afin d’augmenter la tension d’utilisation, les cellules PV sont connectées en série. La tension nominale du module est habituellement adaptée à la charge de 12 volts et les modules auront donc généralement 36 cellules. De plus, la fragilité des cellules au bris et à la corrosion exige une protection envers leur environnement et celles-ci sont généralement encapsulées sous verre ou sous composé plastique. Le tout est appelé un module photovoltaïque.
Les modules peuvent également être connectés en série et en parallèle afin d’augmenter la tension et l’intensité d’utilisation.
II.3.1. 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 (Figure II-5).
13
Figure II-5 : Cellules identiques en série.
Si les cellules des modules en série ne sont pas identiques ou si certaines cellules sont partiellement ombragées, la tension d’utilisation des modules en série sera légèrement diminuée.
II.3.2. 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 (Figure II-6).
Figure II-6 : Cellules identiques en parallèle.
Si les modules en parallèles ne sont pas identiques ou si quelques cellules d’un module sont ombragées, le courant d’utilisation total des modules sera plus faible. Pour une impédance de charge élevée, les modules moins performants deviendront récepteurs si la tension d’utilisation est supérieure à la tension produite par ces modules. Une dissipation de puissance importante peut devenir dangereuse au niveau de la cellule la plus faible de ces
14
modules. Ainsi pour le cas le plus critique où la charge est nulle et le circuit ouvert, le courant des branches des modules performants se dissipera dans la branche la moins performante.
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 1000W/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.
II.4. SYSTÈMES PV
Les modules PV sont les éléments de base de tout système photovoltaïque. Ils peuvent être branchés en série pour augmenter leur tension d’utilisation et en parallèle pour augmenter leur courant. Cet ensemble est appelé le champ de modules PV (Figure II-7). L’énergie fournie par le champ peut être utilisée pour charger des batteries qui fourniront l’électricité au moment voulu.
Elle peut aussi être utilisée en reliant directement les modules à la charge sans les batteries (comme pour une pompe solaire où l’eau sert de stockage), ou en les branchant sur un réseau électrique. Il est également possible de combiner la sortie du champ PV avec d’autres sources d’énergie telles une génératrice ou une éolienne qui serviront d’appoint, si l’ensoleillement n’est pas suffisant.
Figure II-7 : Composantes d’un champ de modules photovoltaïques.
II.4.1. Systèmes PV sans batterie
II.4.1.1. Principe de fonctionnement
Les systèmes photovoltaïques sans batterie servent habituellement à alimenter une charge unique, comme une pompe ou un ventilateur, à laquelle convient mieux une autre forme de
15
stockage d’énergie que l’électricité (par exemple : réservoir d’eau surélevé) ou encore qui a besoin d’énergie pendant le jour seulement (par exemple: ventilateurs).
Pour avoir une bonne adaptation, il faut brancher une charge dont la caractéristique courant-tension se rapproche au plus près de la courbe de puissance maximale du système solaire, qui comme on l’a vu est pratiquement verticale autour d’une tension optimale. L’utilisation d’une batterie répond bien à cette contrainte car sa caractéristique de fonctionnement est en tout temps très près du point de fonctionnement maximal des modules
II.4.1.2. Adaptation de charge
L’adaptateur de charge (maximum power point tracker) est un dispositif électronique utilisé pour maintenir au maximum la tension de fonctionnement du champ, indépendamment des fluctuations de l’impédance de charge et des conditions de fonctionnement du champ causées par les variations de température et d’ensoleillement. Ainsi, l’adaptateur de charge remplit essentiellement la fonction d’un circuit d’adaptation d’impédance : il augmente beaucoup l’efficacité du champ, mais il consomme également de l’énergie. L’usager doit donc s’assurer que le gain d’efficacité n’est pas annulé par la consommation d’énergie de l’adaptateur.
La figure II-8 montre comment l’adaptateur de charge règle la tension et le courant du champ pour que la charge puisse obtenir la puissance maximale de sortie du module photovoltaïque, peu importe les conditions ambiantes. À un faible ensoleillement, le point de fonctionnement du système passe de 1 à 1', augmentant de beaucoup la puissance fournieà la charge. À un ensoleillement moyen, le point de fonctionnement 2 correspond normalement au point de puissance maximal du champ PV. À un ensoleillement élevé, le point de fonctionnement du système passe de 3 à 3', correspondant à une légère augmentation de la puissance fournie à la charge.
Figure II-8 : Adaptation de la charge en modifiant le point de fonctionnement du champ PV.
II.4.2. Dimensionnement d’un système PV sans batterie Le dimensionnement de ce genre de système diffère de celui d’un système avec batterie en ce que la dimension du champ photovoltaïque est déterminée par la nécessité d’assortir l’alimentation avec la demande d’énergie. En outre, il n’y a pas lieu de se préoccuper de la batterie. Les étapes de conception sont les suivantes :
16
1. Définir les conditions du site ; 2. Faire l’estimation de la charge ; 3. Dimensionner le champ et les appareils conditionneurs de l’énergie.
Lorsqu’il s’agit de pomper l’eau, la quatrième étape de l’analyse sera :
4. Calculer le volume du réservoir d’eau.
Comme il n’y a pas de batterie, le champ doit être dimensionné de façon à satisfaire à la charge pour les conditions d’ensoleillement les plus faibles. Le facteur d’utilisation nominal sera égal au nombre d’heures de soleil maximum durant le mois d’exploitation où l’ensoleillement est le plus faible.
II.5. CONCLUSION
Dans ce chapitre nous avons donné une description du système photovoltaïque, ainsi sa constitution de la cellule jusqu’à le module et comment la température et l’ensoleillement influence sur le rendement du système. Le principe de fonctionnement du système sans batterie ainsi que son dimensionnement ont été abordés également.
17
CH AP I TRE I I I : P OM PA G E PH OTOV OLTAÏQ U E
III.1. I NTRODUCTION
Ce chapitre donne les éléments qui permettent de dimensionner un système de pompage photovoltaïque qui représente la solution idéale pour l’approvisionnement en eau partout où le réseau électrique est absent. Le pompage de l’eau et les termes techniques utilisés dans ce domaine sont expliqués. Le contexte particulier du pompage photovoltaïque est abordé.
III.2. PRÉSENTATION GÉNÉRALE
Un système de pompage PV se compose généralement :
• Générateur photovoltaïque : composé de modules photovoltaïques ; • D’un coffret de commande qui peut contenir selon les cas :
� Un simple interrupteur ; � Un adaptateur d’impédance ; � Un onduleur ; � Une carte électronique de commande.
• D’un groupe motopompe.
III.3. GROUP MOTOPOMPE
Le groupe motopompe est composé d’un moteur et d’une pompe.
III.3.1. Moteur Il peut être immergé ou hors eau, à courant continu avec ou sans balais, ou à courant alternatif mono ou triphasé.
Lorsque le moteur est à courant continu, le couplage générateur PV électropompe est direct. Cependant, il est possible d’insérer à la sortie du générateur PV un adaptateur d’impédance convertisseur (DC/AC).
Pour optimiser le rendement du système. Il est placé en tampon entre le générateur et la charge.
La puissance consommée par l’adaptateur doit être la plus faible possible (rendement> 90%) et sa fiabilité doit être importante.
Le prix de l’adaptateur doit rester inférieur à celui du nombre de modules supplémentaires nécessaires pour obtenir la même performance.
Lorsque le moteur est à courant alternatif, il est indispensable d’intégrer au système un convertisseur (DC/AC). Le fonctionnement au fil du soleil impose aussi l’utilisation d’un convertisseur (DC/AC) à fréquence variable. Le convertisseur fera fonctionner les panneaux à proximité des points de puissance optimale.
18
III.3.2. Pompe Les pompes sont généralement centrifuges. En fonction de la valeur, de la hauteur manométrique totale (HMT), elles peuvent être unicellulaires ou multicellulaires.
III.4. CLASSIFICATION DES POMPES
Un système de pompage se caractérise généralement par :
• La hauteur de refoulement (hauteur manométrique totale HMT) ; • Le débit horaire de la pompe. La variation de l’énergie solaire ne fait que les débits
instantanés ne sont pas constants. On tient alors compte du débit journalier exprimé en m3/j.
Le choix du mode de pompage se fera non seulement en fonction des caractéristiques de l’installation envisagée (débit, hauteur, etc. ), mais aussi en fonction des conditions particulières d’utilisation (puits, forage, etc. ).
On distingue trois cas possibles de pompes qui sont les pompes de surface, les électropompes immergées avec moteur en surface et les électropompes complément immergées.
III.4.1. Pompes de surface Généralement utilisées pour des hauteurs manométriques totales inférieurs à 7 m. La source d’eau être un fleuve, une marée ou un puits à grand diamètre (Figure III-1).
Figure III-1 : Exemple d’installation de pompage photovoltaïque de surface.
Le groupe motopompe peut être monté horizontalement sur un châssis mobile ou verticalement sur un radeau. Dans un souci de simplification et d’optimisation des rendements, les moteurs proposés pour cette option sont à courant continu.
Le tableau suivant regroupe les avantages et les inconvénients du pompage de surface.
19
Tableau III-1 : Avantages et inconvénients du pompage de surface. Avantages Inconvénients
- Simplicité ;
- Mobilité du groupe motopompe ;
- Faible cout de fonctionnement ;
- Meilleur rendement global du point nominal.
- Volume d’eau pompé non réglable dans une large plage et dépend essentiellement de l’ensoleillement ;
- Remplacement périodique des balais.
III.4.2. Électropompes immergées avec moteur en surface Ce sont des systèmes généralement utilisés pour hauteurs manométriques totales inférieurs à 20 mètres. La transmission de la puissance mécanique est assurée par un arbre long.
III.4.3. Électropompes complément immergées Ce sont des systèmes généralement utilisés pour des hauteurs manométriques totales inférieurs à 100m. (Figure III-2).
Figure III-2 : Schéma d’une installation photovoltaïque sur forage.
Le tableau III-2 résume les avantages et les inconvénients de ce mode de pompage.
Tableau III-2 : Avantages et inconvénients du groupe électropompe immergé. Avantages Inconvénients
- Modularité ;
- Fiabilité ;
- Peu de pièce d’usure.
- Mauvaise exploitation des forages ;
- Manque de souplesse d’utilisation ;
- Faible rendements global ;
- Présence d’équipements électroniques.
20
III.5. FONCTIONNEMENT D ’ UN SYSTÈME DE POMPAGE PV
En tenant compte de la forme de la caractéristique du générateur (Figure III-3), la charge sera bien adaptée si sa caractéristique I=f(V) est située dans la zone optimale (Zone hachurée).
Figure III-3 : Couplage direct électropompe/générateur PV.
III.5.1. Couplage direct électropompe/générateur PV Le moteur est continu à aimant permanent, le flux inducteur est constant. Les équations de ce moteur sont :
Cm=AI (1)
BN=V-RI (2)
Où Cm est le couple mécanique, I est le courant du moteur, V est la tension du moteur, Rest la résistance de l’induit, A et B son des constantes et N est la vitesse de rotation.
La charge utile (Pompe) impose le couple résistant en fonction de la vitesse. Ce couple augmente très rapidement en fonction de la vitesse dans le cas d’une pompe centrifuge (Figure III-4).
21
Figure III-4 : Couple résistant en fonction de la vitesse du moteur.
A chaque valeur de la vitesse N, il est possible donc d’associer une valeur du couple résistant C et par conséquent une valeur de I et V d’après les équations du moteur (équations (1) et (2)).
La figure III-5 permet de comprendre comment construire la courbe I=f(V).
Figure III-5 : Construction de la courbe I=f(V).
22
Dans le cadran 1 sont représentés les caractéristiques N(I) à V =Constante du moteur continu. Dans le cadran 4 est représentée la courbe C(I) du moteur : c’est une droite (équation (1)). Dans le cadran 3 la caractéristique C (N) de la charge utile. Le cadran 2 permet de prendre en compte un réducteur de vitesse éventuel entre le moteur et la charge (Nmoteurs = KN charges utiles).
Ainsi, en branchant directement au générateur PV un moteur à courant continu (à aimant permanent) couplé à une pompe centrifuge on détermine les points de fonctionnement du système (Figure III-6) à partir des courbes I(V) du générateur et la courbe I(V) de l’électropompe dont la construction est expliquée par la figure III-5.
Figure III-6 : Fonctionnement d’un système PV de pompage en couplage direct.
Au lever du jour, le panneau solaire se trouve en court-circuit à travers le moteur encore à l’arrêt. Lorsqu’un seuil d’ensoleillement D est atteint, le courant et donc le couple sera suffisant pour permettre le démarrage de la pompe. La vitesse de rotation (T) va très rapidement augmenter et un débit d’eau va s’en suivre. La vitesse T augmentera en même temps que l’ensoleillement. Le débit également augmentera en même temps jusqu’au midi-solaire pour décroitre ensuite. L’arrêt se produira pour un ensoleillement A inférieur à D.
La production du système PV de pompage sur une journée est illustrée par la figure III-7.
23
Figure III-7 : Production d’un système de PV sur une journée.
III.5.2. Couplage indirect du groupe motopompe/générateur PV Ce couplage se réalise lorsque le moteur est à courant alternatif.
Un convertisseur est alors inséré. Lorsque le moteur est à courant continu, un adaptateur d’impédance est utilisé pour optimiser la production du générateur solaire.
III.5.3. Fonctionnement de la pompe Les pompes centrifuges sont les plus utilisées en pompage solaire, leur caractéristique est analogue à celle de la figure suivante :
Figure III-8 : Caractéristique des pompes centrifuges.
La caractéristique de la pompe ci-dessus a été réalisée pour un fonctionnement optimal sous les conditions suivantes :
• HMT : 10m ;
24
• Débit : 1,25l/s ; • Vitesse de rotation constante : 2800 tr/mn.
De la figure ci-dessus on conclut que :
• Pour une HMT donnée, la pompe ne commence à débiter de l’eau qu’au-delà d’une vitesse de rotation donnée. Donc au-delà d’un seuil de puissance électrique qui dépend de la puissance du rayonnement solaire incident ;
• Pour une HMT donnée, le fonctionnement sur une journée d’un système PV de pompage se traduit par un segment de droite horizontale superposée aux caractéristiques de la figure ci-dessus ;
• Pour une puissance électrique donnée (vitesse de rotation constante) le fonctionnement de la pompe avec une HMT différente de la HMT de la pompe nominale se traduit par une chute sensible du rendement de la pompe ;
Ce qui démontre l’importance de la détermination de la hauteur manométrique total HMT pendent l’identification du site à équiper en pompe PV. Une mauvaise détermination de la HMT se traduit par un mauvais dimensionnement de la pompe, ce qui répercute sur le cout et le rendement de l’installation.
III.6. CONCEPTION ET DIMENSIONNEMENT D ’ UN SYSTÈME DE POMPAGE PV
Les pompes solaires photovoltaïques ont généralement des usages mixtes comme la fourniture de l’eau domestique, l’abreuvement du bétail et l’irrigation.
Pour lancer un projet d’équipement en pompe solaire photovoltaïque, plusieurs données sont nécessaires telles que la localisation géographique, le climat du site, l’estimation des besoins en eau et l’hydrologie du site.
III.6.1. Données nécessaires
III.6.1.1. Localisation géographique
Pour le site à équiper, il faut disposer de l’altitude, la latitude et la longitude. Ces éléments doivent être définis avec précision afin de pouvoir optimiser les potentialités énergétiques exactes du site.
III.6.1.2. Climat du site
Il faut disposer :
• du gisement solaire : les données moyennes du rayonnement solaire les douze mois de l’année sont nécessaires pour une bonne détermination de la ressource énergétique disponible.
• de la température : l’élément important pour prendre en compte son impact sur le rendement des modules PV.
III.6.1.3. Estimation des besoins en eau
Avant de se lancer dans un projet d’adduction en eau, il s’avère nécessaire de déterminer le besoin en eau. Ce besoin varie d’une région à l’autre et il est fonction de l’habitat et du mode de vie et s’exprime en m3/j pour les systèmes solaires.
25
L’expérience du Maroc dans le domaine du pompage solaire a révélé que les besoins journaliers moyens sont de l’ordre de 40 l par personne (pour l’usage domestique et abreuvement du bétail).
A partir des besoins, on peut également vérifier la capacité du point d’eau à répondre au service demandé les douze mois de l’année.
III.6.1.4. Hydrologie du site
La figure ci-après illustre les différents paramètres recherchés.
Figure III-9 : Données de base pour l’installation d’une pompe dans un forage.
Il faut disposer de la pompe de la hauteur manométrique totale et du débit du point d’eau. Ces données ainsi que celles relatives aux besoins qui permettent de déterminer la puissance hydraulique et la puissance électrique nécessaire.
Au moment de l’identification du site, une analyse de la composition de l’eau peut être effectuée. Cette analyse permet de tester la qualité de l’eau et voir si elle est conforme aux normes de qualité en vigueur.
Outre, les données géographiques et techniques ci-dessus, d’autres éléments socio-économiques doivent être pris en compte :
• La population exacte et sa répartition pour la quantification des besoins ; • Utilisations souhaitées de l’eau afin de mieux valoriser le projet ; • Localisation exacte du point d’eau ; • Aménagements nécessaires pour l’exhaure et l’exploitation de l’eau ; • Nature des activités villageoises ;
26
• Les organisations internes du village : (Jmaa, Association, Coopération, etc. ) en vue d’une prise en charge de l’exploitation et de la maintenance des équipements.
III.6.2. Conception et dimensionnement Le principe global de dimensionnement d’un système de pompage PV s’effectue en trois étapes :
• Le calcul de la puissance hydraulique nécessaire (Ph) pour refouler le débit journalier souhaité. Cette puissance se calcule en utilisant l’expression suivante :
Ph=#⋅$%&
'()(kWh/j)
Où Qest le débit journalier (m3/j) et HMTest la hauteur manométrique totale de la pompe avec :
HMT = Hauteur de refoulement + Pertes de charges.
Les pertes de charges dépendent des raccords, du choix des tuyaux et de leurs dimensions.
• La détermination de la puissance électrique (Pel) nécessaire à l’électropompe pour la production de (Ph). Cette puissance a pour expression :
Pel=*+
η,- (KWh/j) (0,35< ηmp < 0,45)
ηmp : rendement du groupe motopompe.
• L’estimation de la puissance crête du générateur PV.
.c =.�/
η0� (ηp ≈ 0,9)
ηp : rendement de transfert de puissance s’il existe et I=Eng. (kWh/m2/j)/l (kW/m2)= nombre d’heures équivalents d’ensoleillement sous 1 kW.
Ce calcul est effectué pour chacun des douze mois de l’année en tenant compte des besoins exprimés et de l’ensoleillement de chaque mois.
Par ailleurs, une inclinaison optimale des panneaux sera déterminée de manière à optimiser la ressource solaire.
La puissance crête à retenir est celle qui permettra de satisfaire les besoins exprimés douze mois sur douze. A partir du débit désiré et de la HMT et tenant compte des conditions d’installation et de la qualité de l’eau, le choix de la pompe s’effectue. Ce choix doit permettre un meilleur rendement de l’installation. La puissance crête est alors déterminer sur la base des caractéristiques de la motopompe et la puissance hydraulique. L’architecture du générateur solaire et le nombre de modules sont alors déduits.
Un système de stockage de l’eau s’avère nécessaire pour faire face à une demande étalée sur toute la journée. Le système de stockage doit être conçu d’une manière à garder le rendement d’optimum de l’installation (cout et HMT modérés).
Les dimensions du réservoir dépendent des besoins en eau, des conditions d’utilisation et de la ressource solaire disponible. Le volume du réservoir doit assurer deux à trois jours d’autonomie (cas ciel couvert). Par ailleurs, sa conception ne doit pas aggraver la HMT de la pompe (éviter les réservoirs en hauteur et l’utilisation abusive de coudes pour le refoulement de l’eau).
27
Enfin, son implantation doit avoir lieu au nord du générateur PV, et du puits (éviter les problèmes de cache du soleil).
Pour la distribution de l’eau, l’utilisation de bornes fontaines permet éviter le gaspillage de l’eau.
III.6.3. Cahier des charges Le cahier des charges doit comprendre :
• Les données ayant permis l’identification du projet ; • Les prestations sollicitées :
� Schéma général du système préconisé ; � Plans, caractéristiques techniques et description du fonctionnement de chaque
composante du système ; � Performances en termes de service et garanties souhaitées ; � Description détaillée des opérations de montage, assemblage, raccordements
électriques et hydrauliques ; � Précautions à prendre lors du montage et avant la mise en marche ; � Description détaillée des mesures, tests et vérifications à effectuer avant le
démarrage ; � Résultats des tests et contrôles effectués avant expédition ; � Étude de dimensionnement du système ; � Description détaillée des opérations d’entretien et de maintenance ; � Éventuellement mise en place et formation à l’utilisation.
Les informations fournies par les soumissionnaires seront alors suffisantes pour effectuer les études techniques comparatives et porter le choix sur l’adjudicataire. Les équipements retenus doivent être performants et fiables.
III.7. VOLET ÉCONOMIQUE
III.7.1. Cout d’un système de pompage PV Le cout d’un système de pompage PV dépend de la nature des équipements qui le composent et des conditions d’installation (localisation, relief, etc. ).
Le calcul théorique du cout, comparé à la réalité du cout global d’une installation de pompage PV restent approximatives.
Le cout total dépend en général :
• du générateur PV ; • du groupe motopompe et du convertisseur ; • de l’installation et ses accessoires (Refoulement, câbles, etc. ) ; • de la HMT ; • des besoins en eau.
Pour le calcul nous supposons que les éléments ci-dessous ont comme durées de vie :
• générateur : 15 ans ; • groupe électropompe : 7 ans ; • convertisseur : 5 ans ; • installation : 15 ans ; • forage : 15 ans.
28
L’exemple de calcul cité ci-dessous concerne une pompe de 2000 Wc soit 60m3/j à 25m de HMT (Site CDER Marrakech : 5kWh/j). Afin de pouvoir déterminer le cout du mètre cube d’eau utilisé nous supposons que toute l’eau productible est utilisée (Irrigation des espaces verts).
Tableau III-3 : Cout global d’un système de pompage solaire PV. Désignation Prix(DH) Durée de vie Anuité(DH) %
Générateur
Motopompe
Onduleur
Accessoires, emballage et transport
287893,00
21748,00
29815,00
19274,00
15
7
5
15
19192,86
3106,85
5963,00
1285,00
55
4,1
6
4
Total matériel 358730,00 69,1
Installation et aménagement 12590,00 15 839,00 2,4
Réservoir 42600,00 15 2840,00 8
Réalisation et aménagement 12590,00 15 839,00 2,4
Réalisation du forage 110000,00 15 7333,00 21
Total génie civil 152600,00 29
Entretien, maintenance 1000,00 1 1000,00 0,2
Total général 525000,00
Totale par an 41600,00
Eau productible 21360 m3/an 60 m3/j 534000 m4/an
Eau utilisée 21360 m3/an 60 m3/j 1504 m4/j
Cout par m3 productible 2,00 DH/m3
Cout par m3 utilisé 2,00 DH/m3
Du tableau précédent, onconstate que le prix du m3 utilisé, pour ce système de pompage solaire, étant de 2,00 DH.
III.7.2. Couts internationaux et leur évolution Le tableau III-4 donne un aperçu sur la composition des couts des systèmes PV de pompage tels qu’ils sont pratiqués sur le marché mondial d’une part et tels qu’ils le seront d’après les prévisions et compte tenu des évolutions probables des technologies. Les couts sont hors taxes.
29
Tableau III-4 : Évolution des couts d’un système de pompage photovoltaïque. Puissance(Wc) Couts1987-
1992(DH) Couts 1993-1996(DH)
Couts panneaux DH/Wc 57 19
Couts Electropompes DH/Wc 200
500
1000
2000
57
33
19
14
38
24
14
9,5
Couts installations DH/Wc 200
500
1000
2000
28
24
19
14
28
24
19
14
Cout watt-crête installé DH/Wc
200
500
1000
2000
142
114
95
85
85
66
57
47 (Étude 1987)
III.8. I NSTALLATION ET MAINTENANCE D ’ UN SYSTÈME DE POMPAGE PV
III.8.1. Installation d’un système de pompage PV Les systèmes de pompage à énergie solaire ont notamment l'avantage d'être simples. Ainsi, l'utilisateur peut facilement les assembler et les installer. Le fournisseur de systèmes de pompage à énergie solaire doit fournir toute la documentation sur le fonctionnement du système, les plans de montage électrique et les instructions d'assemblage, d'installation et de mise en marche.
On peut installer le module photovoltaïque solaire (les panneaux) sur un poteau ou dans un cadre. Quel que soit le support choisi, il doit être suffisamment solide pour supporter des vents violents. Idéalement, il faut orienter le module vers le sud, mais une faible déviation de 15 degrés vers l'est ou l'ouest n'affecte pas le rendement de façon notable. Certains systèmes comportent un mécanisme qui déplace le panneau pour suivre le soleil au cours de la journée, mais pour la plupart des applications destinées à l'abreuvement, l'accroissement du rendement ne justifie pas le coût et la complexité de ces mécanismes. Certains utilisateurs trouvent cependant que le déplacement des panneaux augmente de beaucoup le rendement des systèmes à entraînement direct.
Les panneaux solaires doivent être inclinés à un certain angle par rapport à l'horizontale afin de maximiser la puissance de sortie. Si le panneau est fixé à l'année, l'angle doit correspondre à la latitude de l'emplacement. Si le panneau est mobile, l'angle d'inclinaison doit correspondre au degré de latitude de l'emplacement moins 10 à 15 degrés en été et plus 10 à 15 degrés en hiver
On doit placer les piles et les composants électriques dans un endroit aéré, à l'abri des intempéries. Si on utilise le système à la fin de l'automne ou en hiver, on doit isoler l'abri. Il faut aussi protéger les panneaux solaires et l'abri des dommages que pourraient causer les bovins. Les petits systèmes de pompage à énergie solaire à deux ou trois panneaux sont
30
faciles à déplacer, ce qui constitue un avantage majeur pour les applications comme les systèmes de pâturage tournant. On peut alors transporter le système en débranchant la pompe et les tuyaux et en montant les panneaux, les piles, leur abri et un réservoir de stockage sur une remorque ou un traîneau.
Si la pompe possède un moteur à courant alternatif, il faut lui ajouter un convertisseur pour transformer le courant continu produit par le panneau solaire en courant alternatif. En raison de la complexité de cette solution, des coûts supplémentaires qu'elle exige et de l'efficacité réduite des systèmes à courant alternatif, la plupart des pompes à énergie solaire sont équipées d'un moteur à courant continu.
III.8.2. Maintenance d’un système photovoltaïque 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. Une pompe photovoltaïque de bonne qualité, bien conçue et bien installée, peut fonctionner correctement pendant plusieurs années si elle est bien entretenue.
On distingue deux types de maintenances : la maintenance préventive (systématique ou conditionnelle) et la maintenance corrective (palliative ou curative). L'objectif commun de ces deux types est de diminuer le coût de défaillance. L'analyse technico-financière des risques encourus impose le choix d'un type de maintenance.
III.8.2.1. 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 que leur état ne perturbe le fonctionnement normal du système. Cependant, on doit différencier deux modes de maintenance préventive :
• Maintenance préventive systématique : La maintenance systématique consiste à changer les pièces selon un échéancier préétabli. Elle ne donne pas de résultats directement visibles immédiatement, mais elle permet surtout d'assurer la fiabilité du système. L'objectif de ce type de maintenance étant de maintenir l'équipement dans l'état de son rendement initial. Les coûts directs de cette maintenance (main-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 appelé entretien du système, se limite généralement au nettoyage des panneaux, au désherbage de la station, à la prévention de l'ombre sur les panneaux et au contrôle visuel de l'état des câbles et des autres constituants externes (supports, réservoirs, etc. ).
Cet entretien est assuré au niveau local par les utilisateurs eux-mêmes. Il est généralement confié à une structure technique locale constituée d'opérateurs techniques.
Le tableau III-5 donne une récapitulation des actions et contrôles en maintenance préventive
31
Tableau III-5 : Tableau récapitulatif de maintenance préventive. Contrôles à effectuer Actions à mener
Nettoyage hebdomadaire des panneaux solaires
Utiliser un chiffon bien propre et mouillé ; ne pas utiliser de détergents grenus ou de composés contenant des particules abrasives ou des produits décapants.
Protection des panneaux - 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 de l'aménagement
- Vérifier l'état de propreté et le blocage de toutes les connexions visibles (pompe, panneaux, conditionneur d'énergie, etc. ) ;
- Une fois par semaine, vérifier les câbles partout où c'est possible et rechercher les détériorations éventuelles (coupures, isolants usés ou mangés par les rongeurs, etc. ) ;
- Contrôle quotidien de l'état des équipements et de l'aménagement.
• Maintenance préventive conditionnelle : La maintenance préventive conditionnelle a pour objectif la correction de la dérive éventuelle du rendement technique de la station, ceci à travers une exploitation rigoureuse des relevés de mesures 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 (apparition d'un symptôme extérieur). Ces inspections doivent être confiées au maître d'œuvre ou à toute autre structure compétente et doivent être assurées par un technicien spécialisé. L'équipe d'intervention pourrait être composée de deux personnes : un technicien spécialisé, électromécanicien de préférence.
La maintenance préventive peut se présenter sous deux formes : la maintenance améliorative (actions d'amélioration permettant d'accroître la fiabilité et la maintenabilité) et la maintenance prédictive (détermination de l'époque optimale d'intervention à partir de l'évolution dans le temps des symptômes constatés).
III.8.2.2. Maintenance corrective
La maintenance corrective 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 agricoles, etc. ), 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.
• Maintenance corrective palliative (dépannage) : Le dépannage permet de remettre provisoirement en service 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.
32
Cette action doit répondre le plus rapidement possible à l'arrêt du système en amenant des solutions de marche même temporaires. L'action de dépannage peut être faite par le personnel technique habilité au service de la pompe ou, si le problème est grave, par une équipe technique rapide.
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-circuitée afin de permettre le fonctionnement partiel du système.
• Maintenance corrective curative (réparation) : La réparation est la remise 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 défaillance afin de mieux les éviter, on utilise parfois la méthode AMDEC (analyse des modes de défaillance, de leurs effets et de leur criticité). Cette méthode est beaucoup plus utilisée que la méthode exclusive de la maintenance ; par exemple lors d'un projet, on peut s'en servir pour la modélisation, la conception, la qualité et la contrôlabilité du produit.
Pour définir les priorités sur les interventions à mener, on effectue un classement des coûts par rapport au type de panne. L'analyse ABC (ou loi de Pareto) facilite cette hiérarchisation. Elle consiste dans un premier temps à classer les pannes par ordre décroissant de coûts, et ensuite à établir un graphique faisant correspondre les pourcentages de coûts cumulés à un pourcentage de types de pannes cumulés.
On peut utiliser entre autre la méthode de MAXER qui propose un dépannage rationnel en neuf étapes :
1. s'informer et analyser la situation ; 2. prendre éventuellement une décision provisoire ; 3. établir le diagnostic, chercher la cause la plus probable ; 4. réparer ; 5. vérifier le résultat de la réparation ; 6. chercher la cause première et y remédier ; 7. trouver les conséquences ; 8. vérifier les matériels semblables ; 9. rédiger le rapport d'intervention.
III.9. CONCLUSION
Dans ce chapitre en évoqué les paramètres dont dépend le système de pompage photovoltaïque tels la hauteur manométrique totale, le débit journalier et des conditions particulières d’utilisation (puits, forage, etc. ). Ces critères décrivent les types des pompes à utiliser et leur cout d’installation.
33
C ON CL U S I ON
La configuration du système de pompage sans stockage d’énergie (pompage au fil de soleil), avec stockage de l’eau est la meilleure façon de diminue le prix du système et d’utiliser les quantités d’eau pompées de façon rationnelle.
Le pompage par énergie solaire photovoltaïque ne permet pas forcément d’adapter instantanément le débit en fonction des besoins qui varient suivant les saisons et qui peuvent évoluer dans le temps. Cependant, il présente les avantages suivants :
• Plus fiable que le diesel ; • Pas d’approvisionnement en carburant ; • Peu d’entretien régulier et obligatoire ;
• Faible coût de fonctionnement, limité à l’entretien et la réparation.
Le pompage diesel, quant à lui, permet d’adapter la production aux besoins. Cependant ses contraintes d’utilisation sont grandes, et en particulier :
• Un entretien périodique ; • L’approvisionnement en carburant ;
• Le taux de panne plus élevé.
34
B I B L I O GR AP H I E
1. Le Pompage Photovoltaïque : Manuel de cours à l’intention des ingénieurs et des techniciens.
2. Le pompage solaire : Spécificités des systèmes de pompage PV (document du Centre de Développement des Énergies Renouvelables « CDER »).
3. Technologies européennes du pompage solaire photovoltaïque (document).
4. Sites Internet :
� www. wiképidia. com ;
� www. memoireonline. com.
