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--- Promotion 2016 ---

MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L’OBTENTION DU GRADE MASTER

EN GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL

Intitulé :

PROJET D’INSTALLATION D’UNE CENTRALE SOLAIRE

PHOTOVOLTAÏQUE D’UNE PUISSANCE 5 MWc POUR

DESSERVIR LA REGION ATSIMO ANDREFANA

DE MADAGASCAR

Présenté par :

- Monsieur RANDRIANARISOA Navaloniaina Lucien

- Monsieur RANDRIAMIALISOA Jimmy Lariot Michael

Directeurs de mémoire :

- Monsieur RANARIJAONA Jean Désiré

- Monsieur NANJA Fenoarisoa José Alain

Date de soutenance : Mardi 19 décembre 2017

Lieu de soutenance : Bloc Technique Vontovorona

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

*********************

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

***************

MENTION : GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL

PARCOURS : GENIE INDUSTRIEL

MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L’OBTENTION DU GRADE MASTER

EN GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL

Intitulé :

PROJET D’INSTALLATION D’UNE CENTRALE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE

D’UNE PUISSANCE 5 MWc POUR DESSERVIR LA REGION ATSIMO

ANDREFANA DE MADAGASCAR

Présenté et soutenu par :

- Monsieur RANDRIANARISOA Navaloniaina Lucien

- Monsieur RANDRIAMIALISOA Jimmy Lariot Michael

Directeurs de mémoire :

- Monsieur RANARIJAONA Jean Désiré, Maître de conférences et Enseignant

Chercheur à l’ESPA.

- Monsieur NANJA Fenoarisoa José Alain, Directeur de la Société GREAT.

Président du jury :

- Monsieur RANDRIAMORASATA Josoa, Professeur et Enseignant Chercheur à

l’ESPA.

Membres du jury :

- Monsieur RAMAHAROBANDRO Germain, Enseignant Chercheur à l’ESPA.

- Monsieur RAKOTONINDRINA Tahiry Fanantenana, Enseignant Chercheur à l’ESPA.

UNIVERSITE D’ANTANANARIVO

*********************

ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE

***************

MENTION : GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL

PARCOURS : GENIE INDUSTRIEL

Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016

i

REMERCIEMENTS

Nous rendons grâce à Dieu Tout Puissant pour son amour et sa bonté, de nous avoir donné

la force et la santé durant la réalisation de ce mémoire.

Ainsi, nous tenons à adresser nos vifs remerciements aux personnes suivantes sans

lesquelles ce mémoire n’aurait abouti à sa fin :

Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon, Professeur Titulaire et Directeur de

l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo (ESPA) ;

Madame RAKOTOMANANA Dina Arisoa, Responsable de la Mention Génie

Mécanique et Industriel.

Nos sincères gratitudes s’adressent à Monsieur RANARIJAONA Jean Désiré, Maître de

conférences et Enseignant Chercheur à l’ESPA, pour sa disponibilité, son soutien moral et

pédagogique durant l’accomplissement de ce mémoire. Nous adressons aussi nos

remerciements à Monsieur NANJA Fenoarisoa José Alain, Directeur de la Société GREAT qui

a suivi de très près notre travail.

Nous tenons également à exprimer nos gratitudes aux personnes suivantes :

Monsieur RAMAHAROBANDRO Germain, Enseignant Chercheur à l’ESPA.

Monsieur RAKOTONINDRINA Tahiry Fanantenana, Enseignant Chercheur à

l’ESPA.

Nous remercions également notre famille pour leurs sacrifices et leurs soutiens

bienveillants durant nos études afin que nous puissions arriver à ce niveau.

Enfin, un grand merci à tous ceux qui ont contribué de loin ou de près à la réalisation de

ce travail.

Merci à tous !


ii

TABLE DES MATIERES

REMERCIEMENTS ................................................................................................................... i

LISTE DES SYMBOLES ET DES ABREVIATIONS ............................................................ iv

LISTE DES FIGURES ............................................................................................................. vii

LISTE DES TABLEAUX ......................................................................................................... ix

INTRODUCTION ...................................................................................................................... 1

PARTIE I : MONOGRAPHIE DE LA ZONE D’ETUDES ET GENERALITES SUR LES

ENERGIES RENOUVELABLES ............................................................................................. 2

CHAPITRE I : INFORMATION GENERALE DE LA SOCIETE GREAT ET

PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDES ..................................................................... 3

I.1 Présentation de la société GREAT ................................................................................ 3

I.2 Présentation de la zone d’étude .................................................................................... 3

CHAPITRE II : CONTEXTE ENERGETIQUE ET LES ENERGIES RENOUVELABLES

.............................................................................................................................................. 10

II.1 Contexte énergétique mondiale ................................................................................. 10

II.2 Contexte énergétique malgache ................................................................................ 14

II.3 Les énergies renouvelables ........................................................................................ 16

PARTIE II : TECHNOLOGIE, METHODOLOGIE ET RESULTATS ................................. 20

CHAPITRE III : PRODUCTION DE L’ENERGIE ELECTRIQUE PAR LE SYSTEME

PHOTOVOLTAIQUE ......................................................................................................... 32

III.1 Notion générale sur les photovoltaïques .................................................................. 32

III.2 Différents types de générateurs photovoltaïques...................................................... 39

III.3 Caractéristique technique d’une installation d’une centrale photovoltaïque............ 41

CHAPITRE IV : TECHNOLOGIE ET METHODOLOGIE ............................................... 44

IV.1 Description des logiciels utilisés .............................................................................. 44

IV.2 Expression des paramètres du rayonnement solaire ............................................... 48

IV.3 Modèle de détermination du rayonnement solaire ................................................... 52

IV.4 Méthode de dimensionnement d’une installation photovoltaïque .......................... 55

CHAPITRE V : PRESENTATION DES RESULTATS ..................................................... 63

V.1 Résultats de l’évaluation du rayonnement solaire du site ......................................... 63

V.2 Résultats de dimensionnement de la centrale ............................................................ 75


iii

PARTIE III : MAINTENANCE, CONSIDERATION ECONOMIQUE ET ETUDE DES

IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX DU PROJET .............................................................. 83

CHAPITRE VI- GESTION DE LA MAINTENANCE DE LA CENTRALE .................... 87

VI.1 Définition de la maintenance ................................................................................... 87

VI.2 Types de maintenance .............................................................................................. 88

VI.3 Constitution d’un dossier de maintenance et guide d’intervention ......................... 88

VI.4 Technique d’installation d’une centrale photovoltaïque .......................................... 93

VI.5 Estimation du coût annuel de maintenance ............................................................. 93

CHAPITRE VII : ANALYSE FINANCIERE DU PROJET ............................................... 94

VII.1 Définition ................................................................................................................ 94

VII.2 Les paramètres financiers ...................................................................................... 94

VII.3 Données financières du projet ............................................................................... 97

VII.4 Viabilité financière ................................................................................................. 98

CHAPITRE VIII : ETUDE DES IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX ......................... 100

VIII.1 Contexte générale ................................................................................................ 100

VIII.2 Définition ............................................................................................................. 100

VIII.3 Evaluation des impacts environnementaux ......................................................... 100

CONCLUSION ...................................................................................................................... 105

ANNEXES ................................................................................................................................ A

ANNEXE I : Information générale de la société GREAT ................................................ B

ANNEXE II : Localisation des Fonkotany Tampolove. ................................................... C

ANNEXE III : Irradiation solaire journalière du Morombe. ............................................. D

ANNEXE IV: Exemple d’une fiche technique d’un module photovoltaïque .................... E

ANNEXE V : Exemple d’une fiche technique d’un onduleur pour le réseau. ................... F

ANNEXE VI : Analyse financière sur RETscreen. .......................................................... G

ANNEXE VII : Résultats du dimensionnement sur PVsyst.............................................. H

ANNEXE VIII : Schéma simplifié de l’installation ............................................................ I

ANNEXE IX : Exemplaire de fiche d’entretien d’une centrale photovoltaïque ................. J

ANNEXE X : Extrait du code de programme écrit sous Matlab ...................................... K

BIBLIOGRAPHIE ..................................................................................................................... L

WEBOGRAPHIE ...................................................................................................................... M


iv

LISTE DES SYMBOLES ET DES

ABREVIATIONS

Abréviations Significations Unité

A Azimut du Soleil [rad]

AMDEC Analyse Des Modes de Défaillance, de leur Effet et de

leur Criticité

-

B Coefficient de trouble atmosphérique -

B L’angle du jour [rad]

C Coefficient d’incidence -

𝑪𝑭𝒕 Flux de trésorerie -

𝒄𝒐𝒔𝝆 Facteur de puissance du convertisseur -

𝑪𝑻 Capacité totale du système de stockage [𝐀𝐡]

𝑪𝒃𝒂𝒕𝒕 Capacité d’une batterie [𝐀𝐡]

Cu inf Dernier cumul négatif des flux de trésorerie actualisés -

Cu Sup Premier cumul positif des flux de trésorerie actualisés -

D Durée d’ensoleillement [h]

D Rayonnement solaire diffus [W/m2]

DRC Délai de Récupération des Capitaux -

𝑬𝑪𝑱 Consommation énergétique journalière [𝐖𝐡/𝐣]

𝑬𝒐 Constante solaire [W/m2]

𝑬𝒓 Epaisseur optique de Rayleigh -

𝑬𝒔 Rayonnement solaire [𝐰/𝐦𝟐]

ET Equation du Temps [h]

𝑭𝑺 Facteur de sécurité -

G Rayonnement global [W/m2]

GES Gaz à effet de serre -

GREAT malaGasy ROV and Electrical Associated Technicians -

GRET Groupe de Recherche et d’Echanges Technologiques -


v

H Hauteur du Soleil [rad]

HR Taux moyen d’humidité relative [%]

𝒊 Inclinaison du capteur solaire [°]

𝑰𝒄𝒄 Courant de court-circuit [A]

𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎 Courant maximal [A]

𝑰𝒓𝒂 Irradiation annuel [kWh/𝐦𝟐/𝐚𝐧]

I Rayonnement solaire direct [𝐰/𝐦𝟐]

Impp Courant au point de puissance maximale [A]

𝑰𝑵𝑻 Partie entière de l’expression entre parenthèses -

𝒋 Numéro d’ordre du jour -

JIRAMA Jiro sy Rano Malagasy -

𝒌𝒅 Coefficient de décharge -

𝑲𝒑 Coefficient qui tient compte des pertes -

L Latitude [rad]

𝑳𝑶 Longitude du lieu [rad]

m Masse d’air optique relative [Kg]

MDP Mécanisme de développement propre -

MPP Point de puissance maximale -

Mtep Mégatonne équivalent pétrole -

NASA National Aeronautics and Space Administration -

NF Numéro de fuseau horaire du lieu -

𝒏𝒋 Nombre de jours d’autonomie sans ensoleillement 3jours [jour]

𝑵𝑶𝑪𝑻 Température nominale d’opération des modules [°𝐂]

OCDE Organisation de Coopération et de Développement

Economique

-

ONG Organisation Non Gouvernementale -

𝑷𝒂𝒕𝒎 Pression atmosphérique [Pa]

𝑷𝒐𝒏𝒅 Puissance nominale d’un onduleur [𝐤𝐖]

𝑷𝒗 Pression de vapeur [mmHg]

𝑷𝒗𝒔 Pression de la vapeur saturante [mmHg]

PV Photovoltaïque -


vi

RNP Route Nationale Primaire reliant les chefs-lieux des

faritany

-

𝑺𝒄𝒆𝒍 Surface d’un module [𝐦𝟐]

S Rayonnement solaire direct sur une surface inclinée [𝐰/𝐦𝟐]

STC Standard Test Condition -

𝒕 Taux d’actualisation [%]

T Température de l’air [°C]

𝑻𝒂 Température ambiante du lieu [°𝐂]

tep Tonne équivalent pétrole -

TL Temps Légal [h]

𝑻𝑳 Facteur de trouble de Linke -

TRI Taux de Rentabilité Interne [%]

TSM Temps Solaire Moyen [h]

TSV Temps Solaire Vrai [h]

𝑼𝒅 Tension minimale [𝐕]

𝑼𝒏𝒐𝒎 Tension nominale minimale du module [V]

UPDR Unité de Politique pour le Développement Rural -

𝑽𝒄𝒐 Tension de circuit ouvert [V]

VAN Valeur Actualisée Nette [USD]

Vmpp Tension au point de puissance maximale [V]

ω Angle horaire [rad]

𝒛 Altitude du lieu en [m]

∆𝑼𝒎𝒂𝒙 Chute de tension maximale tolérée [%]

𝜼𝒄 Rendement d’un convertisseur [%]

𝜼𝒎 Rendement d’un module [%]

𝜼𝟎 Rendement des modules sous STC « Standard Test

Conditions »

[%]

𝜸 Variation du rendement des modules [%/°𝐂]

𝜹 Déclinaison [rad]


vii

LISTE DES FIGURES

Figure 1: Délimitation géographique de la région Atsimo Andrefana. ..................................... 4

Figure 2: Evolution et extrapolation de la consommation d’énergie mondiale. ..................... 10

Figure 3 : Part estimée des énergies renouvelables dans la production d’électricité mondiale

en 2011. .................................................................................................................................... 11

Figure 4 : Capacité hydroélectrique mondiale totale pour les cinq pays de tête en ............... 11

Figure 5 : Capacité mondiale totale du photovoltaïque solaire en 1995-2011 ....................... 12

Figure 6 : Capacité mondiale totale de l’éolienne en 1996-2011. .......................................... 13

Figure 7 : Production d’éthanol et de biodiesel en 2000-2011. .............................................. 13

Figure 8: Postes de consommation énergétique à Madagascar. ............................................. 14

Figure 9: Barrage hydroélectrique. ......................................................................................... 17

Figure 10: Schéma principe d’une usine biomasse ................................................................. 17

Figure 11 : Centrale éolienne. ................................................................................................. 18

Figure 12 : Centrale photovoltaïque raccordée au réseau ...................................................... 19

Figure 13 : Fonctionnement d’une cellule photovoltaïque. ..................................................... 33

Figure 14 : Principe du champ photovoltaïque. ...................................................................... 33

Figure 15 : Association des modules en série. ......................................................................... 34

Figure 16 : Caractéristique résultante d’un groupement en série de ns cellules identiques. .. 34

Figure 17 : Association des modules en parallèle ................................................................... 35

Figure 18 : Caractéristique résultante d’un groupement en parallèle de np cellules identiques

.................................................................................................................................................. 35

Figure 19 : Association mixte des modules. ............................................................................. 36

Figure 20 : Caractéristique résultante d’un groupement en série parallèle de ns cellules ..... 36

Figure 21 : Influence de l’éclairement sur la caractéristique (IPV,VP) à température constante

.................................................................................................................................................. 37

Figure 22 : Influence de l’éclairement sur la caractéristique (PV, VP) à température constante

.................................................................................................................................................. 37

Figure 23 : Influence de température sur la caractéristique (IPV, VP) à un ensoleillement

constant .................................................................................................................................... 38

Figure 24 : Influence de température sur la caractéristique (PV, VP) à un ensoleillement

constant .................................................................................................................................... 38

Figure 25 : Schéma de principe d’une installation-type photovoltaïque ................................. 41


viii

Figure 26 : Interface des différentes options sur le logiciel PVsyst ........................................ 47

Figure 27 : Interface des bases de données du logiciel PVsyst ............................................... 47

Figure 28 : Interface des outils du logiciel PVsyst ................................................................. 48

Figure 29 : Latitude et longitude d’un point local. .................................................................. 49

Figure 30 : Angle horaire et déclinaison du Soleil. ................................................................. 50

Figure 31 : Azimut et hauteur du Soleil ................................................................................... 51

Figure 32 : Schéma fonctionnel d’un système photovoltaïque raccordé au réseau muni d’un

système de stockage. ................................................................................................................. 55

Figure 33 : Centrale solaire posée au sol. ............................................................................... 57

Figure 34 : Utilisation des suiveurs solaires ........................................................................... 57

Figure 35 : Données météorologiques du Morombe. .............................................................. 64

Figure 36 : Interface d’accueil d’évaluation de gisement solaire. .......................................... 65

Figure 37 : Interface d’entrée des données et affichage des résultats du gisement solaire. ... 66

Figure 38 : Courbe d’ensoleillement horizontal annuel du Morombe. ................................... 67

Figure 39 : Courbe d’ensoleillement annuel du Morombe avec capteur incliné à 22[°]. ....... 69

Figure 40 : Influence de la température au rayonnement solaire. .......................................... 70

Figure 41 : Influence de l’altitude sur le rayonnement solaire. .............................................. 71

Figure 42 : Influence de l’humidité relative au rayonnement solaire. .................................... 72

Figure 43 : Influence de la latitude sur le rayonnement solaire. ............................................. 73

Figure 44 : Influence de l’angle d’inclinaison sur le rayonnement solaire. ............................ 74

Figure 45 : Interface d’accueil de dimensionnement d’une centrale photovoltaïque. ............ 81

Figure 46 : Interface d’entrée des données et d’affichage des résultats du dimensionnement

d’une centrale photovoltaïque. ................................................................................................. 82

Figure 47 : Graphique des flux monétaires cumulatifs. ........................................................... 99


ix

LISTE DES TABLEAUX

Tableau 1: Superficie des districts dans la région ..................................................................... 4

Tableau 2 : Electricité/ Données structurelles ........................................................................... 8

Tableau 3 : Electricité/Données opérationnelles ....................................................................... 9

Tableau 4 : Energies renouvelables à Madagascar. ................................................................ 15

Tableau 5: Types de générateurs photovoltaïques. .................................................................. 40

Tableau 6 : Etapes d’analyse du projet sur RETscreen. .......................................................... 45

Tableau 7 : Degré d’inclinaison du panneau photovoltaïque en fonction de la latitude. ........ 58

Tableau 8 : Valeurs du rayonnement solaire quotidien horizontal. ........................................ 67

Tableau 9 : Valeurs du rayonnement solaire quotidien incliné. .............................................. 68

Tableau 10 : Rayonnement solaire annuel sur un capteur horizontal et incliné. .................... 69

Tableau 11 : Caractéristique des photovoltaïques utilisés. ..................................................... 75

Tableau 12 : Caractéristiques de la batterie. .......................................................................... 78

Tableau 13 : Caractéristiques générales de l’onduleur. .......................................................... 79

Tableau 14 : Ventilation classique des coûts repères pour une centrale électrique solaire

photovoltaïque. ......................................................................................................................... 97

Tableau 15 : Coûts estimatifs de notre projet. ........................................................................ 98

Tableau 16 : Viabilité financière du projet. ............................................................................. 98

Tableau 17 : Module solaire de type silicium poly-cristalline ................................................... E

Tableau 18 : Fiche technique d’un onduleur ............................................................................. F

Tableau 19 : Viabilité financière en détail ............................................................................... G


1

INTRODUCTION

Depuis longtemps, la plupart de la production de l’énergie électrique à Madagascar

dépend essentiellement des énergies fossiles pétroliers importées, pourtant elles deviennent de

plus en plus rares à cause de leur quantités limitées et de leur prix sur le marché mondial qui

sont imprévisibles et augmentent de façon incontrôlable. En plus, elles dégagent des gaz qui

provoquent la dégradation de l’environnement et détruisent la couche d’ozone, entrainant ainsi

le réchauffement de la planète. Le manque de pluie aussi est devenu un problème majeur pour

le ravitaillement d’électricité dans plusieurs régions de la grande île. Le délestage est devenu

de plus en plus fréquent surtout dans les grandes villes. Face à ce problème qui demande une

solution rapide mais durable, il faut donc recourir à l’utilisation des énergies renouvelables

telles que les énergies solaires, les énergies éoliennes, etc.

D’après le GRET (Groupe de Recherche et d’Echanges Technologiques), presque toutes

les régions de Madagascar ont plus de 2800 heures d’ensoleillement annuel, ce qui place la

Grande Ile parmi les pays riches en gisement solaire. L’exploitation de l’énergie solaire à

Madagascar serait alors un atout pour le développement économique et social de ce pays. C’est

dans cette option que la Société GREAT (malaGasy ROV and Electrical Associated

Technicians) nous a proposé ce sujet de mémoire intitulé : « Projet d’installation d’une

centrale solaire photovoltaïque d’une puissance de 5 MWc pour desservir la région

Atsimo Andrefana de Madagascar ».

Pour ce faire, nous avons subdivisé l’étude en trois parties. En premier lieu, nous faisons

une étude sur la monographie de notre zone d’études et généralités sur les énergies

renouvelables. La seconde partie sera consacrée à la méthodologie, technologie et résultats de

notre travail. La gestion de maintenance d’une centrale photovoltaïque ainsi que l’analyse

financière du projet et son impact sur l’environnement seront rassemblés dans la troisième et

dernière partie.


2

PARTIE I : MONOGRAPHIE DE LA

ZONE D’ETUDES ET GENERALITES

SUR LES ENERGIES RENOUVELABLES


3

CHAPITRE I : INFORMATION GENERALE DE LA

SOCIETE GREAT ET PRESENTATION DE LA ZONE

D’ETUDES

I.1 Présentation de la société GREAT

GREAT (malaGasy ROV and Electrical Associated Technicians) est une société

malgache sise à Antananarivo œuvrant dans le domaine du TIC, pétrolier et dans le secteur

génie civil et industriel ; elle a été créée par des pilotes ROV et ingénieurs malgaches. Sur le

secteur industriel, elle s’intéresse beaucoup à l’exploitation de l’énergie renouvelable comme

l’énergie solaire photovoltaïque. L’ANNEXE I donne plus d’informations sur cette société.

I.2 Présentation de la zone d’étude [11]

I.2.1 Localisation géographique de la région Atsimo Andrefana

Située au Sud-Ouest de Madagascar, la Région Atsimo Andrefana se trouve dans la

province de Toliara. S’étendant sur une côte de 800 km. Elle est composée de 9 districts et 105

communes. Son chef-lieu de région est Toliara I qui se trouve à 945 km environ de la capitale

de Madagascar. Les autres districts qui la composent sont les suivants : Toliara II, Ampanihy

Ouest, Ankazoabo, Benenitra, Beroroha, Betioky Sud, Morombe, Sakaraha.

Elle est limitée par les coordonnées géographiques suivantes :

Latitude : entre 21°66’ et 24°72’ Sud ;

Longitude : entre 43°47’ et 45°47’ Est.

Elle couvre une superficie de 66 502 km2, ce qui représente 11,4 % de la superficie totale de

Madagascar.


4

Districts Superficie (km2)

Ampanihy Ouest 13253

Ankazoabo 8834

Benenitra 4741

Beroroha 6723

Betioky (Sud) 10079

Morombe 7109

Sakaraha 8160

Toliara I 282

Toliara II 7321

TOTAL 66502

Tableau 1: Superficie des districts dans la région [11].

La délimitation géographique de la région Atsimo Andrefana sur la carte de Madagascar est

montrée sur la figure ci-dessous, elle est colorée en verte sur la carte :

Figure 1: Délimitation géographique de la région Atsimo Andrefana [11].


5

I.2.2 Relief [11].

Le relief de la Région Atsimo Andrefana est marqué par la présence de deux grands types

de paysages qui sont :

Le domaine calcaro-gréseux et basaltique interne :

Celui-ci est formé essentiellement de massifs et de plateaux intérieurs. Parmi les reliefs, les plus

importants apparaissent :

A l’Est, le massif de l’Isalo, qui domine la dépression périphérique sakamenienne. L’aspect

pittoresque de ce massif ruiniforme, avec son relief aux formes étranges, son réseau de

canyons en font une des curiosités de Madagascar. Les altitudes maximums de l’Isalo sont

supérieures à 1000 m ; 1224 m et 1304 m au Sud de la grotte des Portugais, 1082 m à

Bekapity, près de la RNP7, 1066 m à Bezabo vers le Sud, 949 m à Ampandraky au nord de

Benenitra.

Vers l’Ouest, la Cuesta jurassique des côtes de LAMBOSINA (route de crête Sakaraha-

Beroroha) se prolonge vers le Sud. Elle domine les dépressions de SAKARAHA et de

BEZAHA sur la TAHEZA. Elle culmine à 787 m.

Vers le Nord, les étagements de l’ANALAVELONA basaltique, entièrement soulevés par

le volcanisme tertiaire et hachés par les fractures, culminent à 1348 m à MITSINJORIAKA.

Ce massif, presque entièrement savanisé, joue le rôle de château d’eau pour la région.

La cuesta calcaire dédoublée se prolonge toujours au Nord jusqu’au Mangoky. Culminant

à plus de 1000 m dans le MIKOBOKA, elle atteint 1082 m à AMBALATANY, 862 m à

ANKOBOKA et 745 m dans l’AMBERA.

Au sud du FIHERENANA et jusqu’au fleuve de MENARANDRA se développe les plateaux

karstiques de BELOMOTRA et du MAHAFALY qui forment un ensemble assez homogène

(plateaux structuraux). Toutefois, ils sont entaillés de tout un dédale de dépressions à sols

argileux. En cas de précipitation violente et abondante, ces dépressions sont inondées pour

quelques jours. En saison sèche, l’eau stagne dans quelques mares résiduelles «

RANOVORY ou SIHANAKE ».

Le domaine côtier occidental :

La longueur des côtes est d’environ 800 km (Morombe - Toliara : 500 km et Toliara –

Bevoalavo Ouest : 300km). De faible altitude (5 à 200 m), elle est constituée d’immense espace

entièrement recouverte de sables roux. Hormis quelques buttes résiduelles (du côté de Betioky

Somotsy par exemple), sa topographie est uniformément plate.


6

I.2.3 Climatologie [11]

La Région Atsimo Andrefana se distingue des autres régions de Madagascar par son climat

semi-aride. C’est une région de plateaux et de plaines qui fait partie des régions sahéliennes.

Une alternance de deux saisons est remarquée dans la région à savoir la saison sèche, plus

longue qui s’étale de 7 à 9 mois et se rencontre surtout sur les zones côtières et une brève saison

de pluie, parfois aléatoire, souvent très irrégulière et toujours pauvre en précipitation (moins de

600 mm/an).

a. Les descriptions des sous régions climatiques d’Atsimo Andrefana

Sub-humide à hiver très frais d’altitude

Ce climat affecte les montagnes inhabités : le Mikoboka, l’Analavelona, l’Isalo ;

caractérisé par 7 à 8 mois secs.

Semi-humide et chaud

Il s’agit des régions septentrionales du Sud-Ouest, le Bas et le Moyen-Mangoky

(Beroroha) avec une durée de 8 mois édaphiquement secs. Le climat reste très favorable à

l’agriculture, la deuxième récolte de riz n’est pas gênée par la fraîcheur de l’hiver.

Semi-humide à hiver tempéré

C’est le climat de l’Ibara en général, du Mangoky à Onilahy et du Masikoro oriental

(Ankililoaka à Befandriana Sud) avec 8 mois secs. L’aridité y est donc plus marquée mais les

pluies y sont suffisantes pour y faire du coton pluvial. Les années sèches sont toutefois à

redouter.

Semi-aride à hiver tempéré

Il s’agit du Mahafaly intérieur, du plateau à la pénéplaine. L’aridité y est davantage

marquée : 9 à 11 mois édaphiquement secs. La faiblesse des précipitations et l’irrégularité de

leur répartition, tant pendant la saison de pluies que d’une l’année sur l’autre, rendent aléatoires

beaucoup de cultures.

Sub-aride et chaud

C’est le domaine littoral et sub-côtier du bush, nettement xérophile. Les précipitations

sont très faibles. Il y a 12 mois édaphiquement secs. Elle a une forte humidité relative,

supérieure à 65% en moyenne.


7

b. La température

Selon les données recueillies auprès du Service de la météorologie en 2008, la

température moyenne de la région est de 24,6 °C avec un maxima de 30 °C et un minima de

10 °C.

Comme dans le cadre du climat, on remarque une variation de température dans les différentes

sous régions :

- pour la sous-région Sub-humide à hiver très frais d’altitude, la température moyenne

annuelle est de 19 à 22 °C, mais l’hiver y est assez froid avec une température

moyenne inférieure à 18 °C.

- semi humide et chaud dont la température varie de 25 à 28 °C.

- semi humide à hiver tempéré, la température moyenne est comprise entre 23 et 26 °C.

L’hiver est bien moins chaud que dans le climat précédent avec une température

minimale de 10 à 13 °C.

- semi-aride à hiver tempéré, la température y varie de 23 à 25 °C avec un minima de 13

à 16 °C, l’hiver y est moins marqué que vers l’intérieur.

- sub-aride et chaud, la température y varie de 23 à 25 °C avec un minima de 13 à 16 °C,

l’hiver y est moins marqué que vers l’intérieur.

c. Pluviométrie

L’une des caractéristiques de la Région Atsimo Andrefana est la faiblesse de

pluviométrie.

En général, les moyennes annuelles des précipitations sont partout inférieures à 750 mm,

le nombre de précipitation est de 291,5. Il est important de souligner que la pluviométrie

enregistre une décroissance régulière du Nord vers le Sud.

Par contre, une augmentation nette est observée à mesure que l’on pénètre vers l’intérieur.

On remarque que plus de 80 % des précipitations, en moyenne, se font pendant la saison humide

(de novembre à mars), le mois de janvier étant sans conteste le mois le plus arrosé. Au contraire,

la période qui s’étend d’avril en octobre est remarquablement sèche, les minima tournant autour

de 2 à 2,5 mm en juillet.


8

I.2.4 Secteur énergétique

a. Puissance installée/fournie

Huit des neuf districts de la région ont fourni des informations relatives aux installations

de réseau électrique selon les réponses obtenues lors de l’enquête CREAM de 2009.

Le tableau ci-après fournit les informations concernant la puissance fournie/installée.

District Puissance fournie ou Installée JIRAMA en [kWh]

Ampanihy 396

Ankazoabo 83

Benenitra 24

Beroroha 115

Betioky 120

Morombe -

Sakaraha 400

Toliara I 4 300

Toliara II 15 940

Total 21 378

Tableau 2 : Electricité/ Données structurelles [11].

b. Sources d’énergie

L’énergie produite dans la région provient essentiellement de source thermique et

marginalement de source d’origine solaire selon les réponses obtenues lors de l’enquête

CREAM 2009. Ces résultats sont à relativiser étant donné une forte proportion de réponses

manquantes.


9

Proportion de communes

Principale source de

production d'électricité

Thermique 16,19 %

Solaire 1,9 %

Manquant 81,9 %

Total 100,0 %

Existence de fournisseurs

de réseau électrique

JIRAMA uniquement 10,48 %

JIRAMA et autres fournisseurs 2,86 %

Fournisseurs autres que JIRAMA 8,57 %

Non 77,14 %

Manquant 0,95 %

Total 100,0 %

Zone couverte par le

réseau de la JIRAMA

Toute la commune 10,47 %

Manquant 89,53 %

Total 100,0 %

Proportion de communes

ayant un délestage

de plus d’une heure

Oui 14,29 %

Non 1,9 %

Manquant 83,81 %

Total 100,0 %

Zone de délestage

Tous les fokontany sans exception 9,52 %

Certains seulement 4,76 %

Manquant 85,71 %

Total 100,0 %

Durée du délestage

1 à 3 heures 6,67 %

3 à 6 heures 1,9 %

6 à 12 heures 1,9 %

12 à 23 heures 2,86 %

24 heures et plus 0,95 %

Manquant 85,71 %

Total 100,0 %

Fréquence du délestage

par jour

1 fois par jour 6,67 %

3 fois par jour 1,9 %

Manquant 91,43 %

Total 100,0 %

Tableau 3 : Electricité/Données opérationnelles [11].


10

CHAPITRE II : CONTEXTE ENERGETIQUE ET LES

ENERGIES RENOUVELABLES

II.1 Contexte énergétique mondiale

II.1.1 Les exigences énergétiques mondiales [3]

Les exigences énergétiques mondiales s’accroissent constamment, elles ont été

multipliées par quarante au cours du siècle dernier. La figure qui suit illustre l’évolution de la

consommation énergétique mondiale depuis 1750 jusqu’à 2000 avec une extrapolation pour les

50 années qui s’en suivent.

Figure 2: Evolution et extrapolation de la consommation d’énergie mondiale [3].

Ce graphe montre que les besoins énergétiques mondiales s’accroissent de façon

exponentielle. Entre les années 1950 et 2000, la consommation énergétique mondiale a triplé

de valeur en allant de 3000 Mtep à 9000 Mtep.

II.1.2 Les capacités énergétiques mondiales en énergies renouvelables

La figure ci-dessous montre que la part des énergies renouvelables dans la production

d’électricité constitue 20,3% de la production mondiale. L’hydroélectricité est la plus utilisée

avec une proportion de 15,3% de la production mondiale d’électricité et les autres énergies

renouvelables n’en constituent que 5%.


11

Figure 3 : Part estimée des énergies renouvelables dans la production d’électricité mondiale

en 2011 [18].

a. Hydroélectricité

Une capacité ajoutée de 25 GW, selon les estimations, est apparue en 2011, suscitant un

accroissement de la capacité mondiale installée de près de 2,7 %, à environ 970 GW.

L’hydroélectricité continue de produire plus d’énergies que toute autre ressource renouvelable,

avec une production estimée à 3 400 TWh durant 2011. La capacité hydroélectrique mondiale

totale est représentée dans la figure suivante pour les cinq pays de tête en 2011.

Figure 4 : Capacité hydroélectrique mondiale totale pour les cinq pays de tête en

2011 [18].


12

b. Énergie photovoltaïque solaire

L’énergie photovoltaïque solaire a connu une nouvelle année de croissance

exceptionnelle. La capacité opérationnelle ajoutée a représenté près de 30 GW, et accru ainsi la

capacité totale de 74 %, à près de 70 GW. La dynamique en faveur des systèmes placés au sol

à large échelle s’est poursuivie tandis que les systèmes à petite échelle placés sur les toits

conservaient leur bon positionnement. La figure qui suit nous montre la capacité mondiale totale

du solaire photovoltaïque depuis 1995 jusqu’à l’année 2011.

Figure 5 : Capacité mondiale totale du photovoltaïque solaire en 1995-2011[18].

c. Énergie éolienne

La capacité de l’énergie éolienne a augmenté de 20 % en 2011, pour atteindre environ

238 GW en fin d’année, représentant ainsi la plus importante capacité ajoutée en matière de

technologies basées sur les énergies renouvelables. En 2010, les capacités ajoutées ont été plus

nombreuses dans les pays en développement et sur les marchés émergents que dans les pays de

l’OCDE. La Chine a assumé près de 44 % du marché mondial (avec des capacités ajoutées

légèrement moindres qu’en 2010), devant les États-Unis et l’Inde, l’Allemagne reste le principal

marché en Europe. La figure 6 représente la capacité mondiale totale de l’éolienne depuis 1996

jusqu’à 2011.


13

Figure 6 : Capacité mondiale totale de l’éolienne en 1996-2011 [18].

d. Le chauffage, l’électricité et le transport basés sur la biomasse

La capacité de l’énergie issue de la biomasse a augmenté de quelques 66 GW en 2010,

pour atteindre près de 72 GW à la fin 2011. Les États-Unis ont été, dans le monde, au premier

rang des producteurs d’électricité issue de la biomasse, devant les pays de l’Union Européen,

le Brésil, la Chine, l’Inde et le Japon. La plupart des pays africains producteurs de sucre ont

produit de l’électricité et assuré le chauffage en ayant recours à la production combinée chaleur-

force basée sur la bagasse. La production d’éthanol et de biodiesel entre 2000 et 2011 sont

indiquées dans la figure ci-après.

Figure 7 : Production d’éthanol et de biodiesel en 2000-2011 [18].


14

II.2 Contexte énergétique malgache [15]

II.2.1 Le bilan énergétique actuel à Madagascar

La consommation énergétique par habitant est de 0,2 tep/an. Parmi les plus faibles du

monde, la moyenne mondiale étant de 1,6 tep/an. Elle repose pour le moment essentiellement

sur l’utilisation du bois et de ses dérivés, ce qui a fortement contribué à la déforestation. La

couverture forestière de l’île a diminué de près de 40 % entre 1950 et 2000.

Figure 8: Postes de consommation énergétique à Madagascar [2].

II.2.2 Le taux d’électrification

En 2006, le taux de couverture nationale en électricité à Madagascar est environ 28 % et

de 12 % dans la région cible. En zone rurale, où vit 70% de la population, le taux

d’électrification n’est plus que de 5 %.

Une puissance totale de 308 MW est installée dans le pays fin 2006. 66 % de la production

d’électricité sont fournies par les centrales hydrauliques et le tiers restant provient des centrales

thermiques.

II.2.3 Le potentiel des énergies renouvelables à Madagascar

Madagascar possède beaucoup de potentialité en matière d’énergies renouvelables qui

peut couvrir les besoins énergétiques de la population de l’île mais ces ressources ne sont pas

encore bien exploitées. Le tableau suivant montre le potentiel de Madagascar en énergie

renouvelable.


15

Quantités récupérables Equivalent tep

Potentiel hydroélectrique 5 000 MW 6 000 000

Potentiel solaire 2 000 kWh/m²/an 5 000 000 000

Potentiel éolien 2 000 à 2 700 kWh/m²

Tableau 4 : Energies renouvelables à Madagascar.

Madagascar a un grand potentiel en énergie solaire avec une énergie incidente de l’ordre

de « 2 000 kWh/m²/an et presque toutes les régions du pays ont plus de 2 800 heures

d’ensoleillement annuel, soit une puissance solaire de 750 w/m². Les régions les plus

intéressantes disposant d’un niveau de rayonnement supérieur à 5 500 W/m² sont Diana, Sava,

Sofia, Boeny, Melaky, Menabe, Haute Matsiatra, Amoron’i Mania, Anosy, Androy, Atsimo

Andrefana, Ihorombe, Vakinankaratra, Bongolava et Atsimo Atsinanana.

L’énergie solaire est valorisée en énergie électrique grâce aux installations

photovoltaïques, et en énergie pour la cuisson, grâce au cuiseur solaire ou au solaire à

concentration.

De plus, Madagascar possède un potentiel important dans la production d’énergie

éolienne. Globalement, les régions Nord, Sud et la côte Est constituent les zones favorables où

la vitesse de vent est intéressante, atteignant 7,5 à 9 m/s dans le nord, 6 à 9 m/s dans le sud. En

considérant les zones du Nord au Sud longeant la côte Est, ayant une vitesse de vent aux

environs de 6,5 m/s, Madagascar dispose un potentiel de 2 000 MW d’énergie éolienne.

Les ressources solaire et éolienne sont peu valorisées compte tenu du coût d’accès aux

matériels relativement élevés et d’autant plus que ces matériels sont importés, les coûts

d’acquisition et d’installation des équipements restent élevés. Afin d’amortir ce coût et d’inciter

les investissements, le Gouvernement a autorisé une détaxation de l’importation de ces

matériels, ainsi qu’une réduction d’impôts pour les investissements dans les énergies

renouvelables. En plus, des initiatives ont été prises par des ONG et projets afin d’au moins,

importer les pièces essentielles et procéder au montage des équipements à Madagascar.


16

II.3 Les énergies renouvelables

II.3.1 Définition de l’énergie renouvelable [19]

Une énergie renouvelable est une source d’énergie qui se renouvelle assez rapidement

pour être considérée comme inépuisable à l’échelle de l’homme. Les énergies renouvelables

sont issues des phénomènes naturels réguliers ou constants provoqués par les astres,

principalement le Soleil (rayonnement), mais aussi la Lune (marée) et la Terre (géothermique).

Aujourd’hui, on assimile souvent, par abus de langage, les énergies renouvelables aux énergies

propres.

Par opposition aux énergies fossiles et fissiles qui sont des énergies de stock, les énergies

renouvelables sont des énergies de flux. Elles se régénèrent en permanence au rythme du soleil

et ses dérivés (le vent, les cours d’eau, les vagues, les courants marins, la chaleur naturelle et la

croissance de la biomasse), ainsi que des marées et de la chaleur naturelle de la terre.

II.3.2 Les différents types d’énergie renouvelable [20]

Les énergies renouvelables regroupent un grand nombre de systèmes différents, selon la

source d’énergie valorisée et la forme d’énergie obtenue.

a. L’énergie hydraulique

L’énergie hydraulique tire son origine dans les phénomènes météorologiques et donc du

Soleil. Ces phénomènes prélèvent de l’eau principalement dans les océans et en libèrent une

partie sur les continents à des altitudes variables. On parle du cycle de l’eau pour décrire ces

mouvements.

L’énergie hydroélectrique est une énergie électrique obtenue par conversion de l’énergie

hydraulique des différents flux d’eau (fleuve, rivières, chute d’eau, courants marins,…),

l’énergie cinétique du courant d’eau est transformée en énergie hydroélectrique. Elle est aussi

considérée comme une énergie propre, bien qu’elle fasse parfois l’objet de contestations

environnementales, soit en raison de son empire foncier, soit plus récemment sur son bilan

carbone. Les différents éléments essentiels du barrage hydroélectrique sont indiqués dans la

figure ci-après.


17

Figure 9: Barrage hydroélectrique [20].

b. La biomasse

La biomasse ou « bioénergie » désigne toutes les matières organiques végétales ou les

déchets d’origine animale ou fongicide, à partir desquels il est possible d’extraire de l’énergie.

En général, toutes les matières organiques dérivées de réactions photosynthétiques peuvent être

définies comme de la biomasse. La biomasse utilisable pour la production d’énergie est

constituée de toutes les matières vivantes pouvant être employées directement comme

combustibles ou transformées en combustibles liquides ou gazeux dans les usines de

transformation, pour un usage plus adapté et plus large.

Figure 10: Schéma principe d’une usine biomasse [20].


18

c. L’énergie éolienne

L’énergie éolienne est le produit de la conversion de l’énergie cinétique du vent en

d’autres formes d’énergie, principalement en énergie électrique. Les dispositifs adaptés à ce

type de transformation sont appelés aérogénérateurs ou éoliennes. Une éolienne requiert une

vitesse minimale (de conjonction) du vent de 3 à 5 m/s et produit la puissance nominale à une

vitesse du vent de 12 à14 m/s. À des vitesses supérieures, le générateur est bloqué par le

système de freinage pour des raisons de sécurité. Ce blocage peut être réalisé par de véritables

freins qui ralentissent le rotor ou à l’aide de méthodes basées sur le phénomène de décrochage

aérodynamique, « détournant » les pales du vent.

L’énergie éolienne peut être utilisée de plusieurs manières :

Conservation de l’énergie mécanique : le vent est utilisé pour faire avancer un véhicule

(Navire à voile ou char à voile), pour pomper de l’eau ou pour faire tourner la meule d’un

moulin, transformation en force motrice (pompage de liquides, compression de fluides...).

Production d’énergie électrique : l’éolienne est alors couplée à un générateur électrique

pour fabriquer du courant continu ou alternatif. Le générateur est relié à un réseau électrique ou

bien fonctionne au sein d’un système « autonome ». Cette étape est illustrée par la figure qui

suit.

Figure 11 : Centrale éolienne [20].


19

d. L’énergie solaire

L’énergie solaire correspond au type d’énergie que le soleil diffuse dans l’atmosphère par

son rayonnement. Elle est obtenue grâce à des panneaux solaires et est utilisée par les humains

sous deux formes différentes :

L’énergie solaire thermique : est utilisée pour produire de la chaleur (exemple : pour

chauffer l’eau d’une maison).

L’énergie solaire photovoltaïque : permet de transformer les rayons du soleil en

électricité.

Le soleil est la principale source des différentes formes d’énergies renouvelables

disponibles sur terre. L’énergie solaire a directement pour origine l’activité du Soleil. Le Soleil

émet un rayonnement électromagnétique dans lequel on trouve notamment les rayons

cosmiques, gamma X, la lumière visible, l’infrarouge, …. Tous ces types de rayonnement

électromagnétique émettent de l’énergie.

L’énergie solaire est capturée par des capteurs (panneaux) installés généralement sur une

surface bien dégagée qui la transforme soit en chaleur (solaire thermique) soit en électricité

(solaire photovoltaïque). La figure suivante décrit une centrale photovoltaïque raccordée au

réseau.

Figure 12 : Centrale photovoltaïque raccordée au réseau [20]


20

PARTIE II : TECHNOLOGIE,

METHODOLOGIE ET RESULTATS


32

CHAPITRE III : PRODUCTION DE L’ENERGIE

ELECTRIQUE PAR LE SYSTEME

PHOTOVOLTAIQUE

III.1 Notion générale sur les photovoltaïques

III.1.1 Historique des photovoltaïques [16]

Le mot « Photovoltaïque » est la combinaison de deux mots : « photo », mot d’origine

grecque qui signifie lumière ; et « voltaïque », qui vient de « volt » et représente l’unité utilisée

pour mesurer le potentiel électrique.

Le physicien français « Antoine Becquerel » (1788-1878) décrivit le premier effet

photovoltaïque en 1839, et « Albert Einstein » en expliqua les mécanismes en 1912, mais cela

resta une curiosité scientifique de laboratoire jusque dans les années 50. Becquerel découvrit

que certains matériaux délivrent une petite quantité d’électricité quand on les expose à la

lumière. L’effet fut étudié dans les solides tels que le Sélénium par « Heinrich Hertz » dès les

années 1870. Avec de rendement de l’ordre de 1%, le sélénium fut adopté rapidement par les

photographes comme luxmètre.

Des rapides progrès furent obtenus dès les années 1950 par les équipes des bell

laboratories qui fabriquèrent la première cellule au silicium cristallin de rendement 4% à partir

du procédé de tirage czochralski. Ce dernier fut en fait les programmes spatiaux qui donnèrent

à cette technique ses premières applications commerciales. En 1958 le satellite américain

vanguard emportait un petit panneau de cellules solaires pour alimenter sa radio. Elles

fonctionnèrent si bien que les générateurs solaires ont depuis fidèlement accompagnés la

conquête spatiale et ce sont des centaines de milliers de cellules solaires qui nous permettent

aujourd’hui de communiquer par téléphone et par télévision d’un continent à l’autre.

III.1.2 L’effet photovoltaïque [17]

L’effet photovoltaïque utilisé dans les cellules solaires permet de convertir directement

l’énergie lumineuse des rayons solaires en électricité par le biais de la production et du transport

dans un matériau semi-conducteur de charges électriques positives et négatives sous l’effet de

la lumière. Ce matériau comporte deux parties, l’une présente un excès d’électrons et l’autre un

déficit en électrons, dites respectivement dopée de type n et dopée de type p. Lorsque la

première est mise en contact avec la seconde, les électrons en excès dans le matériau n diffusent


33

dans le matériau p. La zone initialement dopée n devient chargée positivement, et la zone

initialement dopée p chargée négativement. Il se crée donc entre elles un champ électrique qui

tend à repousser les électrons dans la zone n et les trous vers la zone p. Une jonction (dite pn)

a été formée. En ajoutant des contacts métalliques sur les zones n et p, une diode est obtenue.

Lorsque la jonction est éclairée, les photons d’énergie égale ou supérieure à la largeur de la

bande interdite communiquent leur énergies aux atomes, chacun fait passer un électron de la

bande de valence dans la bande de conduction et laisse aussi un trou capable de se mouvoir,

engendrant ainsi une paire électron-trou. Si une charge est placée aux bornes de la cellule, les

électrons de la zone n rejoignent les trous de la zone p via la connexion extérieure, donnant

naissance à une différence de potentiel : le courant électrique circule.

Figure 13 : Fonctionnement d’une cellule photovoltaïque [8].

Pour obtenir une puissance suffisante, les cellules sont reliées entre elles et constituent un

module appelé aussi « panneau solaire », en fonction de la puissance désirée les panneaux eux-

mêmes peuvent être associés pour constituer un champ solaire photovoltaïque. La figure

suivante montre le principe du champ photovoltaïque.

Figure 14 : Principe du champ photovoltaïque [17].


34

III.1.3 Groupement des modules

a. Montage des modules en série

Dans un groupement en série, les cellules sont traversées par le même courant et la

caractéristique résultante du groupement en série est obtenue par l’addition des tensions à

courant donné. La figure 16 montre la caractéristique résultante (𝐼𝑠,𝑉𝑠) obtenue par l’association

en série (indice s) de ns cellules identiques (𝐼𝑐𝑐,𝑉𝑐𝑜).

Avec :

𝐼𝑠𝑐𝑐=𝐼𝑐𝑐 : le courant de court-circuit.

𝑉𝑠𝑐𝑜 =𝑛𝑠 𝑉𝑐𝑜: la tension de circuit ouvert.

Figure 15 : Association des modules en série [1].

Figure 16 : Caractéristique résultante d’un groupement en série de ns cellules identiques [1].


35

b. Montage des modules en parallèle

Dans un groupement de cellules connectées en parallèle, les cellules étant soumises à la

même tension, les intensités s’additionnent. La caractéristique résultante est obtenue par

addition de courants à tension donnée. La figure 18 montre la caractéristique résultante

(𝐼𝑝𝑐𝑐,𝑉𝑝𝑐𝑜) obtenue en associant en parallèle (indice p) np cellules identiques (𝐼𝑐𝑐,𝑉𝑐𝑜).

Avec :

𝐼𝑝𝑐𝑐= 𝑛𝑝 𝐼𝑐𝑐 : le courant de court-circuit.

𝑉𝑝𝑐𝑜 = 𝑉𝑐𝑜: la tension de circuit ouvert.

Figure 17 : Association des modules en parallèle [1].

Figure 18 : Caractéristique résultante d’un groupement en parallèle de np cellules identiques

[1].


36

c. Montage des modules en série parallèle

Le générateur photovoltaïque est constitué d’un réseau série-parallèle de nombreux

modules photovoltaïques regroupés par panneaux photovoltaïques. La caractéristique électrique

globale courant/tension du générateur photovoltaïque se déduit donc théoriquement de la

combinaison des caractéristiques des cellules élémentaires supposées identiques qui le

composent par deux affinités de rapport ns parallèlement à l’axe des tensions et de rapport np

parallèlement à l’axe des courants, ainsi que l’illustre dans la figure 19, ns et np étant

respectivement les nombres totaux de cellules en série et en parallèle.

𝐼𝑔𝑐𝑐=𝑛𝑝 𝐼𝑐𝑐 : courant de court-circuit du module résultant.

𝑉𝑔𝑐𝑜 = 𝑛𝑠 𝑉𝑐𝑜: tension du circuit ouvert du module résultant.

Figure 19 : Association mixte des modules [1].

Figure 20 : Caractéristique résultante d’un groupement en série parallèle de ns cellules

Identiques [1].


37

L’éclairement est la puissance reçue par unité de surface exprimé en 𝑊/𝑚2. Le courant

produit par le (𝐼𝑃𝑉) est pratiquement proportionnel à l’éclairement solaire (G).La tension de

circuit ouvert ne diminue légèrement avec l’éclairement. Ceci implique donc que :

la puissance optimale de la cellule photovoltaïque est pratiquement proportionnelle à

l’éclairement ;

les points de puissance maximale se situent à peu près à la même tension (voir les figures

suivantes).

Figure 21 : Influence de l’éclairement sur la caractéristique (IPV,VP) à température

constante [1].

Figure 22 : Influence de l’éclairement sur la caractéristique (PV, VP) à température

constante [1].


38

L’influence de la température est non négligeable sur la caractéristique courant/tension

d’un semi-conducteur (voir les figures 23 et 24).

Pour une température qui change, on peut voir que la variation de la tension change

beaucoup plus que le courant. Ce dernier varie légèrement.

Figure 23 : Influence de température sur la caractéristique (IPV, VP) à un ensoleillement

constant [1].

Figure 24 : Influence de température sur la caractéristique (PV, VP) à un ensoleillement

constant [1].

Mémoire de fin d’étude de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016

39

III.2 Différents types de générateurs photovoltaïques [7], [23]

Il existe différents types de générateurs photovoltaïques, ils sont généralement fabriqués soit à partir de silicium soit à partir de composite,

ils sont énumérés dans le tableau qui suit :

Matériau

Rendement

Longévité Caractéristiques Principales

utilisation

Cellule et module

Silicium

monocristallin

12 à 18%

(24.7% en

laboratoire)

20 à 30 ans

Très performante stabilité de

production de puissance

Méthode de production

couteuse et laborieuse.

Aerospatiale,

modules pour

toits, façades, …

Silicium

polycristallin

11 à 16%

(19.8% en

laboratoire)

20 à 30 ans

Adapté à la production à

grande échelle. Stabilité de

production de puissance.

Plus de 50% du marché

mondial.

Modules pour

toits, façades,

générateurs, …


40

Silicium

amorphe

5 à 8%

(13% en

laboratoire)

20 à 30 ans

Capable de fonctionner sous

la lumière fluorescente.

Fonctionnement à faible

luminosité.

Fonctionnement par temps

couvert.

Fonctionnement avec

ombrage partiel.

Variation de la puissance de

sortie dans le temps. En

début de vie, la puissance

délivrée est de 15 à 20%

supérieure à la valeur

nominale et se stabilise

après quelque mois.

Appareils

électroniques

(montres,

calculatrices),

intégration dans

le bâtiment

Composite

mono cristallin

(GaAs)

18 à 20%

(27.5% en

laboratoire)

20 à 30 ans

Lourd, fissure facile

Systèmes de

concentrateurs

Aérospatiales

(satellites)

Composite

polycristallin

(Cds, CdTe,

CulnGaS2, etc.)

8%

(16% en

laboratoire)

20 à 30 ans

Peu d’exigence en matière

de matériaux mais avec

risque de présence de

substances polluantes

Appareils

électroniques

(montres,

calculatrices, …),

intégration dans

le bâtiment

Tableau 5: Types de générateurs photovoltaïques.

Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016

41

III.3 Caractéristique technique d’une installation d’une centrale photovoltaïque

III.3.1 Description de l’installation photovoltaïque [9]

Une installation photovoltaïque est constituée de plusieurs éléments : le système

photovoltaïque, les câbles de raccordement, les locaux techniques, la clôture et les accès.

Figure 25 : Schéma de principe d’une installation-type photovoltaïque [9].

a. Le système photovoltaïque :

Le système photovoltaïque comprend de plusieurs alignements de panneaux. Chaque

panneau contient plusieurs modules eux-mêmes composés de cellules photovoltaïques. Si

nécessaire, des fondations reçoivent les supports sur lesquels sont fixés les modules.

b. Les câbles de raccordement :

Tous les câbles issus d’un groupe de panneaux rejoignent une boîte de jonction d’où

repart le courant continu, dans un seul câble, vers le local technique.

Les câbles issus des boîtes de jonction sont posés côte à côte sur une couche de 10 cm de

sable au fond d’une tranchée dédiée, d’une profondeur de 70 à 90 cm. Les câbles haute tension

en courant alternatif sont également enterrés et transportent le courant du local technique

jusqu’au réseau distribution d’électricité du JIRAMA.


42

c. Les locaux techniques :

Les locaux techniques abritent :

- les onduleurs qui transforment le courant continu en courant alternatif ;

- les transformateurs qui élèvent la tension électrique pour que celle-ci atteigne les

niveaux d’injection dans le réseau ;

- les compteurs qui mesurent l’électricité envoyée sur le réseau extérieur ;

- les différentes installations de protection électrique.

d. Le poste de livraison :

L’électricité produite est injectée dans le réseau au niveau du poste de livraison qui peut

se trouver dans le local technique ou dans un local spécifique.

e. La sécurisation du site :

La clôture des installations photovoltaïques est exigée par les compagnies d’assurance

pour la protection des installations et des personnes. La sécurisation du site peut être renforcée

par des caméras de surveillance, un système d’alarme, un gardiennage permanent ou encore un

éclairage nocturne à détection de mouvement.

f. Les voies d’accès et zones de stockage :

Des voies d’accès sont nécessaires pendant la construction, l’exploitation et le

démantèlement. Une aire de stationnement et de manœuvre est généralement aménagée à

proximité. Pendant les travaux, un espace doit être prévu pour le stockage du matériel

(éventuellement dans un local) et le stockage des déchets de chantier. Durant l’exploitation, il

doit être rendu possible de circuler entre les panneaux pour l’entretien (nettoyage des modules,

maintenance) ou des interventions techniques (pannes).


43

III.3.2 Les différentes phases de construction d’une installation photovoltaïque au

sol [9]

La construction d’une installation photovoltaïque au sol se réalise généralement selon les

phases suivantes :

- aménagement éventuel des accès (lorsque les pistes sont inexistantes ou de gabarit

insuffisant) ;

- préparation éventuelle du terrain (nivellement et terrassement) ;

- réalisation de tranchées pour l’enfouissement des câbles d’alimentation ;

- pose des fondations des modules. Selon la qualité géotechnique des terrains, des

structures légères (pieux en acier battus dans le sol) ou des fondations plus lourdes

(semelles en béton par exemple) seront mises en place ;

- montage des supports des modules ;

- pose des modules photovoltaïques sur les supports ;

- installation des équipements électriques (onduleurs et transformateurs, poste de

livraison), puis des raccordements ;

- travaux de sécurisation (clôture, surveillance) ;

- essais de fonctionnement.


44

CHAPITRE IV : TECHNOLOGIE ET

METHODOLOGIE

IV.1 Description des logiciels utilisés

Comme technologie, nous avons utilisé le logiciel RETScreen pour l’analyse financière

du projet, des bases de données météorologiques et le logiciel PVsyst pour la vérification des

calculs et dimensionnement de la centrale photovoltaïque.

IV.1.1 Logiciel RETScreen

a. Description du logiciel RETScreen [12]

RETScreen est un système logiciel de gestion d’énergie propre pour l’analyse de

faisabilité de projets d’efficacité énergétique, d’énergies renouvelables et de cogénération ainsi

que pour l’analyse de performance énergétique en continu (coût, réduction des émissions,

viabilité financière, risque de différentes technologies d’énergies renouvelables). C’est un outil

logiciel très puissant et plus pratique pour la gestion et l’analyse de projet. Cet outil était

développé en collaboration avec de nombreux experts de l’industrie, du gouvernement et du

milieu académique. Il est offert gratuitement et on peut l’utiliser partout à travers le monde.

b. Modèle pour projet d’installation photovoltaïque [24]

Le modèle RETScreen International pour projet d’installation photovoltaïque peut être

utilisée partout à travers le monde pour évaluer facilement la production énergétique, le coût du

cycle de vie et la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) pour trois applications

de base : en réseau, hors réseau et le pompage de l’eau. Pour les applications en réseau, le

modèle peut être utilisé pour évaluer les projets raccordés à un réseau isolé ou à un réseau

central d’électricité.

Pour les applications hors réseau, le modèle peut être utilisé pour évaluer les systèmes

autonomes (PV - batteries) et hybrides (PV- batteries - groupe électrogène). Pour les

applications de pompage de l’eau, le modèle peut être utilisé pour évaluer des projets PV-

système de pompage. Le modèle RETScreen pour projet d’installation photovoltaïque contient

six feuilles de calcul : modèle énergétique, évaluation de la ressource solaire et calcul de la

charge (ressource solaire et charge), analyse des coûts, analyse de réduction d’émissions de gaz

à effet de serre (analyse des GES), sommaire financier et analyse de sensibilité et de risque

(sensibilité). Les feuilles de calcul sont remplies dans l’ordre suivant : modèle énergétique,


45

ressource solaire et charge, analyse des coûts et sommaire financier. Les feuilles de calcul

analyse des GES et sensibilité sont des analyses optionnelles. La feuille de calcul analyse des

GES est fournie pour aider l’utilisateur à évaluer l’atténuation potentielle de gaz à effet de serre

engendrée par le projet proposé. La feuille de calcul Sensibilité est fournie pour aider

l’utilisateur à évaluer la sensibilité de certains indicateurs financiers aux paramètres technique

et financier importants du projet.

Etapes Nom de la feuille de calcul Rôles

1 Modèle énergétique - Entrer des paramètres du lieu

- Choisir le type de système utilisé

2 Analyse des coûts Entrer les divers coûts d’investissements

3

Analyse des réductions

d’émission de gaz à effet de

serre (GES)

(facultative)

Evaluer les réductions d’émission de gaz à

effet de serre (GES) découlant de l’utilisation

de la technologie

4 Sommaire financier Spécifier les paramètres financiers

5

Analyse de sensibilité et de

risque (facultative)

Evaluer l’incertitude dans l’estimation des

divers paramètres clés peut affecter la

viabilité financière du projet

Tableau 6 : Etapes d’analyse du projet sur RETscreen.

c. Données-satellites mondiales de la NASA [24]

Un lien pour le site Web « NASA Surface meteorology and Solar Energy Data Set » est

disponible à partir de la boîte de dialogue de la base de données météorologique en ligne

RETScreen. On retrouve sur ce site des données météorologiques et des données sur l’énergie

solaire. L’utilisateur peut sélectionner les données requises pour le modèle en cliquant sur une

région de la carte du monde affichée sur le site Web de la NASA. La zone sélectionnée est

rétrécie à une « cellule » bornée par une latitude et une longitude spécifique. L’utilisateur peut

ainsi simplement copier et coller ces données dans les feuilles de calcul de RETScreen ou

encore entrer manuellement ces valeurs.

La NASA et le CTEC-Varennes travaillent en coopération pour faciliter l’exploitation

des données satellitaires mondiales de la NASA avec RETScreen et développer une nouvelle

base de données météorologique globale (voir Surface Meteorology and Solar Energy Data Set

pour utiliser l’outil) pour RETScreen. Ces travaux, qui sont parrainés dans le cadre du « Earth


46

Science Enterprise Program » de la NASA, sont menés au Langley Research Center de la NASA

et au CTEC-Varennes. Cette collaboration permet aux utilisateurs de RETScreen d’accéder

(gratuitement) à des données-satellites comme le niveau d’ensoleillement de la surface terrestre,

les températures mondiales et la vitesse du vent, simplement en cliquant sur les liens incorporés

au logiciel RETScreen ou au site Web de la NASA. Ces données, qui n’étaient disponibles que

depuis un nombre limité de station météorologique de surveillance au sol, sont cruciales pour

l’évaluation du potentiel énergétique d’un projet. L’utilisation des données satellitaires se

traduira par des réductions de coûts considérables pour les utilisateurs, de nouveaux débouchés

pour l’industrie et la possibilité pour le gouvernement et l’industrie d’évaluer le potentiel des

ressources énergétiques régionales.

IV.1.2 Logiciel PVsyst 6.39 [26]

a. Description du logiciel PVsyst 6.39

Le logiciel PVSyst 6.39 est un logiciel de simulation, de pré-dimensionnement et de

dimensionnement des projets d’installation solaire photovoltaïque autonome ou relié au réseau

ou d’un système de pompage. Ce logiciel comporte des outils et des bases de données qui

facilitent son utilisation car il dispose de plusieurs entrées : entrée flux solaires moyens

mensuels, températures moyennes mensuels, besoins énergétiques, choix de modules PV et de

leur inclinaison, onduleurs, le taux de couverture solaire et du coût d’investissement (achat

matériel, coût d’installation du système). Les principaux résultats de la simulation sont : la

puissance du champ requis, la capacité de stockage, les caractéristiques des composants sous

des conditions précises et le coût de revient du kilowattheure (kWh).

b. Les sections essentielles du logiciel PVsyst 6.39

Le logiciel PVsyst 6.39 est reparti en 4 sections bien distinctes qui sont : le pré-

dimensionnement, la conception de projet, la base de données et les outils.

Pré-dimensionnement

Cette section nous aide à faire l’estimation rapide de la production pour une première

étude de nos installations.

Conception de projet

Elle nous aide à faire une étude détaillée. C’est dans cette section que se trouve le

dimensionnement du système PV, la simulation horaire et les résultats dans un rapport complet

imprimable.


47

La figure qui suit montre le mode de présentation des différentes sections du logiciel

PVsyst 6.39.

Figure 26 : Interface des différentes options sur le logiciel PVsyst [26].

Base de données

Dans cette section, les données sont classées en 2 catégories bien distinctes dont la gestion

des données météorologiques et la base de données des composants. La figure ci-après montre

le mode de représentation des bases de données.

Figure 27 : Interface des bases de données du logiciel PVsyst [26].


48

Outil

Cette section est composée par divers outils pédagogiques et de comparaison de la

simulation avec des données mesurées. Son interface est représentée par la figure qui suit.

Figure 28 : Interface des outils du logiciel PVsyst [26].

IV.2 Expression des paramètres du rayonnement solaire [6]

IV.2.1 Notion de temps

Le Temps Solaire Vrai (TSV) en un lieu est la mesure horaire de l’angle formé par le

plan de la direction du Soleil et du pôle céleste avec celui du méridien du lieu. C’est le temps

indiqué par les cadrans solaires. Le jour correspondant est le jour solaire vrai. Mais au cours de

l’année, la durée de ce jour n’est pas constante, elle varie entre 24h 00mn 30s et 23h 59mn 39s.

Le Temps Solaire Moyen (TSM) est le temps solaire vrai corrigé de ses inégalités. Ce

temps correspond à la durée du jour égale à 24h.

Par définition, l’Equation du Temps (ET) est l’écart entre le temps solaire vrai et le

temps solaire moyen. Son expression est donnée par la formule suivante :

𝑬𝑻 = −𝟗, 𝟖𝟕 𝒔𝒊𝒏(𝟐𝑩) + 𝟕, 𝟓𝟑 𝒄𝒐𝒔𝑩 + 𝟏, 𝟓 𝒔𝒊𝒏𝑩 (IV - 1)

B : l’angle du jour en [°]

𝑩 =𝟐𝝅 ∗ (𝑱 − 𝟖𝟏)

𝟑𝟔𝟓 (𝑰𝑽 − 𝟐)


49

Le Temps Légal (TL) est le temps utilisé sur tout le territoire d’un pays considéré (heure

indiquée par les montres).

La formule (IV – 3) donne la relation entre TSM et TSV.

𝑻𝑺𝑽 = 𝑻𝑺𝑴 – 𝑵𝑭 +𝑳𝑶

𝟏𝟓+

𝑬𝑻

𝟔𝟎 (𝑰𝑽 − 𝟑)

TSM : le Temps Solaire Moyen ou l’heure indiquée par la montre sur le lieu

NF : le numéro de fuseau horaire du lieu (NF = 3 pour Madagascar)

𝑳𝑶 : la longitude du lieu en [°]

ET : l’équation du Temps en [heure]

IV.2.2 La latitude et la longitude d’un lieu :

La latitude (𝑳) d’un lieu (point local) est l’angle formé par le plan équatorial et la

direction « centre de la Terre - point local ». Elle est exprimée en degré et varie entre 0° et 90°

à partir de l’équateur vers les pôles. Cet angle est positif pour l’hémisphère Nord et négatif pour

l’hémisphère Sud.

La longitude (𝑳𝑶) d’un lieu est l’angle formé par le méridien de référence (méridien de

Greenwich) et le méridien du point local. A partir de ce méridien d’origine, elle varie entre

0° et 180°. Cet angle est positif vers l’Ouest et négatif vers l’Est.

Figure 29 : Latitude et longitude d’un point local [6].

IV.2.3 Position du soleil :

En réalité, c’est la Terre qui tourne autour du Soleil mais un observateur terrestre a

l’impression de voir le Soleil qui tourne autour de la Terre. Le mouvement du Soleil est alors

un mouvement apparent.

La position du Soleil dans le ciel peut se repérer soit par les coordonnées horaires, soit

par les coordonnées azimutales.


50

a. Les coordonnées horaires :

La déclinaison (𝛿) du Soleil est l’angle entre la direction Terre – Soleil et le plan

équatorial céleste. Cet angle varie de - 23°27’ au solstice d’hiver (21 juin) à +23°27’ au solstice

d’été (21 décembre) et nul aux équinoxes.

L’angle horaire (ω) du Soleil est l’angle le long de l’équateur céleste entre le plan du

méridien du lieu (plan passant par la direction Sud) et celui contenant la direction du pôle céleste

et celle du Soleil. Cet angle est compté en heure dans le sens rétrograde vers l’Ouest.

Les valeurs de la déclinaison et de l’angle horaire peuvent se calculer par les relations :

𝜹 = 𝒂𝒓𝒄𝒔𝒊𝒏[𝟎, 𝟒 𝒔𝒊𝒏(𝟎, 𝟗𝟖𝟓 𝒋 − 𝟖𝟏)] (𝐈𝐕 − 𝟒)

𝜹 : en [°]

j : numéro d’ordre du jour dans l’année

𝝎 =𝑻𝑺𝑽 − 𝟏𝟐

𝟏𝟓 (𝐈𝐕 − 𝟓)

𝝎 : l’angle horaire du soleil en [°]

TSV : temps solaire vrai en [heure]

Figure 30 : Angle horaire et déclinaison du Soleil [6].

b. Les coordonnées azimutales :

Les coordonnées azimutales du Soleil sont :

La hauteur du Soleil (h) : angle formé par le plan horizontal du lieu considéré et la

direction « point local - Soleil ».

L’azimut du Soleil (a) : l’angle horizontal formé par le plan méridien (axe Nord - Sud)

et le plan vertical de la direction « point local - Soleil ». Le signe de l’azimut est le même que

celui de l’angle horaire.


51

La hauteur et l’azimut du soleil ont pour expressions :

𝒉 = 𝑨𝒓𝒄𝐬𝐢 𝐧(𝒔𝒊𝒏(𝑳) 𝒔𝒊𝒏(𝜹) + 𝒄𝒐 𝒔(𝑳) 𝒄𝒐 𝒔(𝜹) 𝒄𝒐 𝒔(𝝎)) (𝐈𝐕 − 𝟔)

𝒉 : en [°]

𝑳 : latitude du lieu

𝒂 = 𝑨𝒓𝒄𝒔𝒊 𝒏 ((𝒄𝒐 𝒔(𝜹)𝒔𝒊 𝒏(𝝎))

𝒄𝒐 𝒔(𝒉)) (IV - 7)

𝒂 : en [°]

𝜹 : déclinaison du soleil

𝝎 : angle horaire

h : hauteur du soleil

Figure 31 : Azimut et hauteur du Soleil [6].

IV.2.4 Heures du lever et du coucher du Soleil :

L’heure solaire vraie du lever du Soleil est obtenue par la relation :

𝑻𝑺𝑽 𝒍𝒆𝒗𝒆𝒓 = 𝟏𝟐 −𝑨𝒓𝒄𝒄𝒐𝒔(−𝐭𝐚 𝐧(𝑳) 𝐭𝐚 𝐧(𝜹))

𝟏𝟓 (𝑰𝑽 − 𝟖)

𝑻𝑺𝑽 𝒍𝒆𝒗𝒆𝒓 : en [heure]

𝜹 : déclinaison du Soleil

On peut déterminer l’heure solaire vraie du coucher du Soleil par la formule :

𝑻𝑺𝑽 𝒄𝒐𝒖𝒄𝒉𝒆𝒓 = 𝟏𝟐 +𝑨𝒓𝒄𝒄𝒐𝒔(−𝐭𝐚𝐧 (𝑳)𝐭𝐚𝐧 (𝜹))

𝟏𝟓 (𝐈𝐕 − 𝟗)

𝑻𝑺𝑽 𝒄𝒐𝒖𝒄𝒉𝒆𝒓 : en [heure]



52

IV.2.5 Durée d’ensoleillement

La durée d’ensoleillement est la différence entre le temps du coucher 𝑻𝑺𝑽 𝒄𝒐𝒖𝒄𝒉𝒆𝒓 et le

temps du lever 𝑻𝑺𝑽 𝒍𝒆𝒗𝒆𝒓 du soleil et peut s’exprimer par la relation :

𝒅 =𝟐

𝟏𝟓𝑨𝒓𝒄𝒄𝒐𝒔(−𝒕𝒂 𝒏(𝑳) 𝒕𝒂 𝒏(𝜹)) (𝐈𝐕 − 𝟏𝟎)

𝒅 : en [heure]

𝑳 : latitude du lieu


IV.3 Modèle de détermination du rayonnement solaire [13]

Dans ce paragraphe, nous allons voir une méthode d’estimation des irradiations

journalières sur un plan d’inclinaison et d’orientation quelconque, au temps quelconque. C’est

le modèle de PERRIN DE BRICHAMBAUT qui est basé sur le facteur de trouble de LINKE.

IV.3.1 Evaluation des rayonnements solaires

a. Rayonnement solaire direct I

Le rayonnement solaire direct I traversant l’atmosphère sans subir de modification

s’obtient par la formule suivante :

𝑰 = 𝑬𝑺. 𝒆𝒙𝒑(−𝒎𝑻𝑳. 𝑬𝒓) (𝑰𝑽 − 𝟏𝟏)

I : en [𝒘/𝒎𝟐]

m : la masse d’air optique relative en [Kg]

𝑻𝑳 : facteur de trouble de Linke

𝑬𝒓 : épaisseur optique de Rayleigh

𝑬𝒓 =𝟏

𝟎. 𝟗𝒎 + 𝟗. 𝟒 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟐)

𝑬𝒔 est le rayonnement solaire reçu par une surface perpendiculaire aux rayons solaires placés à

la limite supérieure de l’atmosphère terrestre. Ce rayonnement se détermine par la relation :

𝑬𝒔 = 𝑬𝒐 [𝟏 + 𝟎. 𝟎𝟑𝟑𝟒 𝒄𝒐𝒔 (𝟑𝟔𝟎(𝒋 − 𝟐. 𝟕𝟐𝟎𝟔)

𝟑𝟔𝟓. 𝟐𝟓)] (𝑰𝑽 − 𝟏𝟑)

𝑬𝒔 : en [𝒘/𝒎𝟐]

𝑬𝒐 : la constante solaire (valeur moyenne de 𝑬𝒐, égale à 1367 [W/m2]).

𝒋 : le numéro d’ordre du jour dans l’année ou quantième (exemple : 1 pour le 1er janvier).


53

Masse d’air relative m :

La grandeur 𝒎 appelée « masse d’air optique relative » a pour expression :

𝒎 =𝑷𝒂𝒕𝒎

[𝟏𝟎𝟏𝟑𝟐𝟓 𝒔𝒊𝒏(𝒉) + 𝟏𝟓𝟏𝟗𝟖. 𝟕𝟓(𝟑. 𝟖𝟖𝟓 + 𝒉)−𝟏.𝟐𝟓𝟑] (𝑰𝑽 − 𝟏𝟒)

Avec

𝑷𝒂𝒕𝒎 = 𝟏𝟎𝟏𝟑𝟐𝟓(𝟏 − 𝟐. 𝟐𝟔 ∗ 𝟏𝟎−𝟓𝒛)𝟓.𝟐𝟔 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟓)

𝑷𝒂𝒕𝒎 : la pression atmosphérique en [Pa]

𝒛 : altitude du lieu en [m]

𝒉 : hauteur du soleil en [°]

Facteur de trouble de Linke 𝑻𝑳 :

Avec ce facteur introduit par Linke, on peut faire la comparaison de l’atmosphère réelle

et l’atmosphère idéale où n’existe que la Diffusion de Rayleigh par l’oxygène et l’azote et

l’absorption par l’ozone. Souvent, la transmittance due à la Diffusion Rayleigh est égale à 75

% tandis que celle due à l’ozone est égale à 95 %. D’où dans certains textes décrivant le facteur

de Linke, l’effet de l’ozone est négligeable et l’atmosphère idéale correspond avec une

atmosphère de Rayleigh.

Par définition, le facteur de Linke est le nombre d’atmosphère idéale superposée qui

entraine la même atténuation que l’atmosphère réelle.

𝑻𝑳 = 𝟐. 𝟒 + 𝟏𝟒. 𝟔𝒃 + 𝟎. 𝟒(𝟏 + 𝟐𝒃)𝒍 𝒏(𝑷𝒗) (𝑰𝑽 − 𝟏𝟔)

b : le coefficient de trouble atmosphérique

b = 0,02 pour un lieu en montagne

b = 0,05 pour un lieu rural

b = 0,10 pour un lieu urbain

b = 0,20 pour un lieu industriel

𝑷𝒗: la pression de vapeur en [mmHg]

𝑷𝒗 = 𝑯𝑹 ∗ 𝑷𝒗𝒔 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟕)

HR : le taux moyen d’humidité relative en [%] (= 50% ou 0,5)

𝑷𝒗𝒔: la pression de la vapeur saturante en [mmHg]

𝑷𝒗𝒔 = 𝟐. 𝟏𝟔𝟓(𝟏. 𝟎𝟗𝟖 +𝑻

𝟏𝟎𝟎)𝟖.𝟎𝟐 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟖)

T : la température de l’air en [°C]


54

b. Rayonnement solaire direct sur une surface inclinée S :

Puisque tout capteur de l’énergie solaire n’est pas forcement placé dans une position

horizontale, on a aussi besoin de connaitre l’énergie incident sur plan incliné. Ce plan incliné

est caractérisé par le couple d’angles (𝒊, 𝒐) par rapport à l’horizontal.

𝒐 s’appelle angle d’orientation et c’est l’angle que fait dans le plan horizontal, de la

projection de la normale du plan incliné avec le méridien du lieu.

𝒐 prend les valeurs :

0 pour une orientation vers le Sud

90 pour une orientation vers l’Est

180 pour une orientation vers le Nord

-90 pour une orientation vers l’Ouest

𝒊 s’appelle angle d’inclinaison et c’est l’angle entre la normale au plan et la verticale du

lieu.

Un capteur plan d’orientation et d’inclinaison quelconque, placé au sol ne reçoit qu’une

partie du rayonnement I.

𝑺 = 𝒏 ∗ 𝑰 ∗ 𝑪 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟗)

𝑺 : en [𝒘/𝒎𝟐]

𝑪: coefficient d’incidence, c’est l’angle formé par le rayonnement solaire I avec la

perpendiculaire au plan du capteur tel que :

𝑪 = 𝒔𝒊𝒏(𝒊)𝒄𝒐𝒔(𝒉 )𝒄𝒐𝒔(𝒐 − 𝒂) + 𝒄𝒐𝒔(𝒊)𝒔𝒊𝒏(𝒉) (𝑰𝑽 − 𝟐𝟎)

Où i et 𝑜 sont respectivement l’angle d’inclinaison du capteur et l’angle d’orientation du

capteur.

c. Rayonnement solaire diffus D

Le rayonnement diffus est la part du rayonnement solaire diffusée par les particules

solides ou liquides en suspension dans l’atmosphère. Il n’a pas de direction privilégiée.

𝑫 = 𝟏𝟐𝟓(𝒔𝒊𝒏(𝒉))𝟎.𝟒

(𝟏 +𝒄𝒐𝒔(𝒊)

𝟐) + 𝟐𝟏𝟏. 𝟖𝟔(𝒔𝒊𝒏(𝒉))

𝟏.𝟐𝟐(𝟏 −

𝒄𝒐𝒔(𝒊)

𝟐) (𝑰𝑽 − 𝟐𝟏)

𝑫 : en [𝒘/𝒎𝟐]

𝒉 : hauteur du Soleil

𝒊 : inclinaison du capteur solaire


55

d. Rayonnement solaire Global G

Le rayonnement total reçu par le capteur plan placé au sol est la somme des

rayonnements S et D. Ce rayonnement est appelé rayonnement global G tel que :

𝑮 = 𝑺 + 𝑫 (𝑰𝑽 − 𝟐𝟐)

𝑮 : en [𝒘/𝒎𝟐]

IV.3.2 Energie solaire globale journalière

L’énergie solaire globale journalière est l’air limité par l’axe des heures et la courbe

représentative du rayonnement solaire global en fonction de l’heure.

Elle est exprimée par la relation :

𝑬 =𝟐 ∗ 𝑮 ∗ 𝒅

𝝅 (𝑰𝑽 − 𝟐𝟑)

E : en [𝑾𝒉/𝒎𝟐𝒋]

𝒏 : le coefficient de nébulosité

𝒏 = 𝟏. 𝟐 − 𝒂𝒃𝒔(𝜹) (𝑰𝑽 − 𝟐𝟒)

𝒅 : la durée d’ensoleillement en [heure]

IV.4 Méthode de dimensionnement d’une installation photovoltaïque [15]

Le dimensionnement d’une installation a pour objectif de fixer les modalités de

construction, en fonction de critères techniques, économiques et d’efficacité énergétique. Il

comporte pour un système en réseau avec stockage le dimensionnement du champ

photovoltaïque, la détermination de la capacité réelle du parc batterie, le dimensionnement de

l’onduleur et le dimensionnement des câbles. La figure suivante montre la généralité d’un

système photovoltaïque raccordé au réseau et muni d’un système de stockage.

Figure 32 : Schéma fonctionnel d’un système photovoltaïque raccordé au réseau muni d’un

système de stockage [15].


56

IV.4.1 Champ photovoltaïque

a. La puissance crête :

C’est la puissance maximale qu’un module peut créer sous les conditions normales du

test (Standard Test Condition STC). C’est une puissance de 1000 [𝑊/𝑚2] à la température de

jonction 25°C et un spectre solaire AM 1.5 G.

La puissance crête est obtenue à partir de la consommation journalière, de l’ensoleillement du

lieu.

𝑷𝑪 =𝑬𝑪𝑱

𝑲𝒑 ∗ 𝑬𝒊 𝑬𝒄𝒋 = 𝑷𝒄 × 𝒌𝒑 × 𝑬𝒊 (𝑰𝑽 − 𝟐𝟓)

𝑬𝒊 : ensoleillement du lieu en [𝒌𝑾𝒉/𝒎𝟐𝒋]

𝑬𝑪𝑱 : consommation énergétique journalière en [𝑾𝒉/𝒋]

𝑲𝒑 : coefficient qui tient compte des pertes 𝑲𝒑= 0.50 à 0.70

b. Positionnement et l’inclinaison du panneau photovoltaïque

Positionnement

Le choix du positionnement des panneaux photovoltaïques se fait en comparant le

rendement de la production et le prix de l’exploitation des différents systèmes de

positionnement tel que le système de positionnement fixe et le système de positionnement avec

suivi du soleil qui est soit azimutal soit uniaxial ou biaxial.

- La structure fixe

Un générateur photovoltaïque construit sur le terrain est, dans la mesure du possible,

composé d’éléments pré-montés qui sont assemblés sur place. Les modules sont fixés par

groupes de 4 à 8 sur des cadres ou des profilés qui sont ensuite posés sur les structures qui

assurent la fixation et la bonne orientation des modules. Les structures doivent supporter la

charge statique du poids des modules et résister aux forces du vent qui peuvent être

considérables en fonction de la disposition et de la grandeur des surfaces inclinées souvent très

exposées.


57

Figure 33 : Centrale solaire posée au sol [22].

- La structure avec un système de suiveur solaire

On peut utiliser un suiveur solaire pour pouvoir suivre le soleil tout au long de la journée.

En suivant continuellement la position du soleil, ce système permet d’assurer une production

électrique maximale.

Figure 34 : Utilisation des suiveurs solaires [25].

Orientation et de l’inclinaison

L’orientation du module est la direction vers laquelle il est situé. Elle doit être en plein

Sud pour les sites de l’hémisphère Nord et en plein Nord pour les sites de l’hémisphère Sud.

L’angle égal à la latitude du site : c’est l’inclinaison qui optimise le rayonnement annuel

frappant le plan des panneaux photovoltaïques. C’est typiquement l’inclinaison adoptée pour

les systèmes utilisés toute l’année.


58

L’inclinaison i varie en fonction de la latitude du site considéré ; mais en pratique, on

pourra retenir les valeurs données dans le tableau ci-dessous.

Latitude 𝑳 Inclinaison i

𝐿 <10°

10°< 𝐿<30°

30°< 𝐿<40°

𝐿 >40°

𝑖 = 10°

𝑖= 𝐿

𝑖 = 𝐿 + 10°

𝑖 = 𝐿 + 15°

Tableau 7 : Degré d’inclinaison du panneau photovoltaïque en fonction de la latitude.

c. La température moyenne d’opération des cellules (Tc)

𝑻𝒄 = 𝑻𝒂 +𝑬𝒊

𝟕. 𝟏

𝑵𝑶𝑪𝑻 − 𝟐𝟎

𝟖𝟎𝟎 (𝑰𝑽 − 𝟐𝟔)

𝑻𝒂 : température ambiante du lieu en [°𝑪]

𝑵𝑶𝑪𝑻 : température nominale d’opération des modules en [°𝑪]

d. Le rendement moyen de module (𝜼𝒎)

𝜼𝒎 = 𝜼𝟎 [𝟏 −𝜸(𝑻𝒄 − 𝟐𝟓

𝟏𝟎𝟎] (𝑰𝑽 − 𝟐𝟕)

𝜼𝟎 : rendement des modules sous STC « Standard Test Conditions »

𝜸 : variation du rendement des modules [%/°𝑪]

e. Nombre de modules branchés en série [21]

Nombre minimal des modules en série Nms.min

𝑵𝒎𝒔.𝒎𝒊𝒏 =𝑼𝒆𝒄.𝒎𝒊𝒏

𝑼𝒎𝒑𝒑 × 𝟎. 𝟖𝟓 (𝐈𝑽 − 𝟐𝟖)

Nombre maximal des modules en série Nms.max

𝑵𝒎𝒔.𝒎𝒂𝒙 =𝑼𝒆𝒄.𝒎𝒂𝒙

𝑼𝒎𝒑𝒑 × 𝟏. 𝟏𝟓 (𝐈𝑽 − 𝟐𝟗)

Le coefficient 1.15 est un coefficient de minoration permettant de calculer la tension MPP à -

20°C.

Le coefficient 0.85 est un coefficient de minoration permettant de calculer la tension MPP à

70°C.


59

f. Nombre de modules branchés en parallèle

Le nombre des modules branchés en parallèles est donné par la relation suivante :

𝑵𝒃𝒑 = 𝑰𝑵𝑻[𝑭𝑺 ∗𝑬𝒄𝒋

𝑬𝒊 ∗ 𝜼𝒎 ∗ 𝜼𝒄 ∗ 𝑺𝒄𝒆𝒍 ∗ 𝑵𝒎𝒔)] (𝑰𝑽 − 𝟑𝟎)

𝑰𝑵𝑻 : partie entière de l’expression entre parenthèses

𝑭𝑺 : facteur de sécurité

𝑺𝒄𝒆𝒍 : surface d’un module en [𝒎𝟐]

𝜼𝒎 : rendement d’un module

𝜼𝒄 : rendement d’un convertisseur

g. Nombre total de modules

Le nombre total de modules est obtenu en multipliant le nombre de modules série par le

nombre de modules parallèle.

𝑵𝒕𝒑 = 𝑵𝒎𝒔 ∗ 𝑵𝒃𝒑 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟏)

h. Surface du champ PV

Le surface occupée par les modules est calculée par la formule suivante :

𝑨 = 𝑵𝒕𝒑 ∗ 𝑺𝒄𝒆𝒍 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟐)

IV.4.2 Batterie d’accumulateur [15]

a. Capacité réelle du parc batterie

La capacité du parc batterie se détermine à partir de la formule suivante :

𝑪 =𝑬𝒄𝒋 ∗ 𝒏𝒋

𝒌𝒅 ∗ 𝑼𝒅 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟑)

𝑬𝒄𝒋 : consommation journalière en [𝑾𝒉/𝒋] ;

𝒏𝒋 : nombre de jours d’autonomie sans ensoleillement 3jours ;

𝑼𝒅 : tension du système en [𝑽] ;

𝒌𝒅 : coefficient de décharge = 0.7.


60

b. Nombre de batteries nécessaires

Le nombre de batteries nécessaires à l’installation est déterminé par la formule suivante

𝑵𝒃 =𝑪𝑻

𝑪𝒃𝒂𝒕𝒕 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟒)

𝑪𝑻 : capacité totale du système de stockage en [𝑨𝒉]

𝑪𝒃𝒂𝒕𝒕 : capacité d’une batterie en [𝑨𝒉]

IV.4.3 Onduleur [15]

La transformation du courant photovoltaïque, de nature essentiellement continue, en

courant alternatif usuel 220V/50Hz est effectuée par des appareils électroniques appelés

convertisseurs statiques ou onduleurs.

Les exigences d’entrée et de sortie, requises pour les installations autonomes et pour le

couplage au réseau, sont extrêmement différentes, et les appareils correspondants forment deux

classes bien distinctes de produits

- Onduleurs pour installations autonomes

Dans les installations autonomes familiales, la plupart des appareils fonctionnent

directement sur le circuit continu de la batterie (12, 24 ou 48 V). L’usage d’un onduleur

occasionne des pertes importantes, et devrait être réservé aux appareils non disponibles sur le

marché en version courant continu, ou à l’emploi occasionnel d’appareils standard.

La gamme de puissance des onduleurs domestiques va de 100 à 2000 W. Ils fonctionnent avec

une tension d’entrée fixe, et une puissance de sortie variable selon la charge. La forme du signal

alternatif peut être carré, trapézoïdale ou sinusoïdale. Pour une utilisation prolongée, la

consommation à vide est un facteur déterminant.

- Onduleurs pour le réseau

Les onduleurs pour la connexion au réseau ont une puissance nominale d’environ 100 W

à plusieurs centaines de kW. Jusqu’à 3.3 kW, ils fonctionnent en général en 230 V monophasé,

alors qu’au-dessus, ils doivent être triphasés (basse ou moyenne tension).

Etant connecté directement sur le champ PV, leur tension et leur courant d’entrée sont donc très

variables avec les conditions d’ensoleillement et de température ambiante.


61

a. Puissance apparente de l’onduleur

La puissance apparente de l’onduleur est donnée par la relation suivante :

𝑺 =𝑷𝒄

𝒄𝒐𝒔𝝆 ∗ 𝜼𝒄 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟓)

𝑺: puissance apparente du convertisseur en [VAR]

𝑷𝒄 : puissance crête de l’installation en [𝑾]

𝒄𝒐𝒔𝝆 : facteur de puissance du convertisseur

𝜼𝒄 : rendement du convertisseur

b. Le nombre d’onduleur

Le nombre d’onduleur nécessaire est exprimé par la formule qui suit :

𝑵𝒐𝒏𝒅 =𝑷𝒄

𝒄𝒐𝒔𝝆 ∗ 𝜼𝒄 ∗ 𝑷𝒐𝒏𝒅 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟔)

𝑷𝒐𝒏𝒅 : puissance nominale d’un onduleur en [𝒌𝑾]

IV.4.4 Câblages [15]

Concernant les câblages, dans un système photovoltaïque, pour réduire les pertes

ohmiques, on doit dimensionner les conducteurs. L’optimisation de la section du conducteur

consiste à rendre minimale la chute de tension entre les extrémités.

Voici les limites recommandées des pertes de tension (𝑽𝑨 − 𝑽𝑩) en [%] :

- Ligne champ PV – batterie : 3 [%]

- Ligne champ PV – onduleur : 1 [%]

- Ligne principale : 3 [%]

- Ligne principale – appareil batterie : 5 [%]

- Ligne principale – éclairage – batterie : 3 [%]

De plus, il faut choisir les câbles qui peuvent résister aux rayons solaires forts (U.V) et aux

intempéries.

a. Intensité maximale admissible

Le courant maximal admissible est exprimé par la relation suivante :

𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎 =𝑷

𝑼𝒏𝒐𝒎 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟕)


62

b. Section du câble

La formule de base pour la détermination de la section du câble pour un système

photovoltaïque à courant continu est donnée comme suit :

𝑺𝒎𝒊𝒏 =𝟐 ∗ 𝑳 ∗ 𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎

𝑲 ∗ ∆𝑼𝒎𝒂𝒙 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟖)

Pour un système photovoltaïque à courant alternatif, dans le choix des câbles normalisés :

pour le Cuivre𝜌 = 0.0225 𝑚𝑚2/𝑚, et pour l’Aluminium 𝜌 = 0.036 W.m

𝑺𝒎𝒊𝒏 =𝝆∗𝑷𝒂∗𝑳

𝑼∗∆𝑼 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟗) (Injection monophasée)

𝑺𝒎𝒊𝒏 =𝝆∗𝑷𝒂∗𝑳

√𝟑∗𝑼∗∆𝑼 (𝑰𝑽 − 𝟒𝟎) (Injection triphasée)

𝑷𝒂 : puissance active maximale de livraison en [W];

𝑳 : longueur d’un seul fil du câble en [𝒎] ;

𝑲 : conductivité du cuivre = 58 [𝑺/𝒎] ;

∆𝑼𝒎𝒂𝒙 : chute de tension maximale tolérée en [%];

𝑼𝒏𝒐𝒎: tension nominale minimale du module en [V] ;

𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎 : courant maximal en [A].

IV.4.5 Energie directe fournie par le central photovoltaïque [15]

La fourniture moyenne annuelle 𝑬𝜶 estimée au point de livraison en [𝒌𝑾𝒉/𝒂𝒏] est

𝑬𝜶 = 𝑭𝒄 ∗ 𝑷𝒄 ∗ 𝑰𝒓𝒂 (𝑰𝑽 − 𝟒𝟏)

𝑷𝒄 : puissance crête du champ PV en [𝒌𝑾𝒄] ;

𝑭𝒄 : facteur de conversion, de valeur moyenne (0.90 pour les modules photovoltaïques bien

ventilés et 0.70 si mal ventilés) ;

𝑰𝒓𝒂 : irradiation annuelle [𝒌𝑾𝒉/𝒎𝟐/𝒂𝒏]


63

CHAPITRE V : PRESENTATION DES RESULTATS

V.1 Résultats de l’évaluation du rayonnement solaire du site

V.1.1 Localisation et représentation des données météorologiques du site

a. Localisation géographique du site [11]

Notre site est situé dans la Région Atsimo Andrefana, District de Morombe, Commune

Morombe II plus précisément dans le Fokotany Tampolove. Ses coordonnées géographiques

sont les suivantes:

- latitude 21°44’38’’ Sud

- longitude 43°21’47’’Est

La carte de localisation géographique de notre site est présentée dans l’ANNEXE II de

notre livre.

b. Représentation des données météorologiques du site

Nous avons recueilli les données météorologiques du site dans la base de données de

NASA en utilisant le Logiciel RETScreen International. Voici donc les informations concernant

le district de Morombe :


64

Figure 35 : Données météorologiques du Morombe [24].


65

V.1.2 Présentation de l’application de calcul de l’évaluation du gisement solaire

programmée sous Matlab

Pour déterminer la valeur de l’ensoleillement solaire de notre site, nous concevons un

programme de calcul de cette valeur sous Matlab.

On remarque que cette application peut utiliser pour déterminer l’ensoleillement de

n’importe quel lieu.

Voici la fenêtre de l’interface d’accueil de notre application :

Figure 36 : Interface d’accueil d’évaluation de gisement solaire.

En cliquant sur le bouton «NEXT» sur la page d’accueil, la fenêtre de l’interface des

données et résultats des calculs apparait; le bouton «QUIT» permet de sortir l’application.


66

La fenêtre de l’interface des données et résultats des calculs est comme suit :

Figure 37 : Interface d’entrée des données et affichage des résultats du gisement solaire.

Il suffit d’entrer tous les paramètres nécessaires pour le calcul sur le panel « DONNEES

A ENTRER » et après avoir cliqué sur le bouton « CALCULER LES RESULTATS », les

résultats s’afficheront sur le panel « RESULTATS DES CALCULS ». Le bouton « NEXT » ici

permet d’y aller à la fenêtre de dimensionnement de la centrale.

V.1.3 Evaluation des rayonnements solaires quotidiens :

a. Horizontale

La région Morombe a un rayonnement solaire quotidien horizontal allant de 4,40

KWh/m2/j pour le mois de Juin à 7,53 kWh/m2/j pour le mois de Novembre. La moyenne

annuelle de la région est de 6,40 kWh/m2/j. Ces valeurs sont énumérées dans le tableau suivant.


67

Mois Rayonnement solaire moyen

- horizontal (en kWh/m²/j)

Janvier 7,17

Février 7,36

Mars 6,65

Avril 6,33

Mai 5,39

Juin 4,40

Juillet 4,88

Aout 5,89

Septembre 6,46

Octobre 7,36

Novembre 7,53

Décembre 7,39

Annuel 6,40

Tableau 8 : Valeurs du rayonnement solaire quotidien horizontal.

Voici la courbe représentative de la variation de l’ensoleillement annuel frappant un

panneau solaire photovoltaïque placé horizontalement sur notre site :

Figure 38 : Courbe d’ensoleillement horizontal annuel du Morombe.


68

b. Inclinée

La valeur du rayonnement solaire quotidien incliné varie en fonction de l’inclinaison du

module solaire PV. En inclinant le module PV d’un angle de 22° par rapport à l’horizontal, la

moyenne annuelle du rayonnement solaire incliné atteint sa valeur optimale qui est de 6,77

kWh/m2/j. Le tableau qui suit indique la moyenne de la valeur du rayonnement solaire

quotidien incliné du mois de janvier au mois de décembre.

Mois Rayonnement solaire moyen

- incliné (en kWh/m²/j)

Janvier 6.55

Février 7.07

Mars 6.87

Avril 7.28

Mai 6.72

Juin 5.68

Juillet 6.25

Aout 7.05

Septembre 6.93

Octobre 7.23

Novembre 6.95

Décembre 6.64

Annuel 6.77

Tableau 9 : Valeurs du rayonnement solaire quotidien incliné.


69

Les rayonnements solaires annuels tombés sur un panneau photovoltaïque placé à un

angle de 22 [°] qui est l’inclinaison optimale de notre site sont illustrés par la figure suivante :

Figure 39 : Courbe d’ensoleillement annuel du Morombe avec capteur incliné à 22[°].

V.1.4 Rayonnement solaire annuel

Les gisements solaires sur un capteur horizontal et incliné pendant une année sont donnés

dans le tableau suivant.

Rayonnement solaire annuel – horizontal 2.33 MWh/m²

Rayonnement solaire annuel – incliné 2.47 MWh/m²

Tableau 10 : Rayonnement solaire annuel sur un capteur horizontal et incliné.


70

V.1.5 Effets des quelques paramètres sur le rayonnement solaire

Pour analyser l’effet de la variation d’un paramètre clé sur le calcul du rayonnement

solaire, il faut fixer les autres paramètres qui provoquent l’influence sur l’ensoleillement. Par

exemple, si on veut savoir l’effet de la température sur l’ensoleillement dans un lieu considéré,

on fixe le taux d’humidité, l’altitude, la latitude, le numéro du jour…

a. Température

Figure 40 : Influence de la température au rayonnement solaire.

On constate que plus la température augmente, plus la puissance de rayonnement solaire

augmente. En conséquence, la variation de la température est un paramètre important sur

l’évaluation du gisement solaire d’un lieu.


71

b. Altitude

Figure 41 : Influence de l’altitude sur le rayonnement solaire.

On observe sur cette courbe que la puissance du rayonnement solaire dans une journée

est proportionnelle à l’élévation d’un lieu considéré. Alors, si l’on veut avoir un ensoleillement

élevé, on choisit l’endroit le plus haut sur le site.


72

c. Humidité relative

Figure 42 : Influence de l’humidité relative au rayonnement solaire.

La variation de l’humidité relative d’un lieu dans une journée provoque une grande

influence sur le gisement solaire d’un lieu. Si elle augmente, la puissance du rayonnement

solaire s’affaiblit.


73

d. Latitude

Figure 43 : Influence de la latitude sur le rayonnement solaire.

On a vu sur cette figure qu’il y a un grand changement de l’ensoleillement entre des lieux

de latitudes différentes. En effet, l’évaluation de la latitude est très importante sur l’étude.


74

e. Angle d’inclinaison du capteur

Figure 44 : Influence de l’angle d’inclinaison sur le rayonnement solaire.

La variation de l’angle d’inclinaison du capteur solaire photovoltaïque durant l’étude a

permis d’optimiser la valeur de la puissance de rayonnement solaire capté. Nous voyons sur

cette courbe que, pour le site, la valeur optimale de l’inclinaison du capteur est de 22 degré. Par

conséquent, dans le cas général, pour avoir un rendement optimal d’un capteur solaire, il faut

respecter la relation entre la latitude du lieu étudié et l’angle d’inclinaison du capteur qui est

illustré dans le tableau 7.

Bref, on constate que chaque paramètre (température, humidité, altitude, latitude, angle

d’inclinaison) a une grande influence sur le rayonnement solaire. En conséquence, aucun de ces

paramètres clés n’est pas négligeable lors de l’évaluation de gisement solaire d’un lieu.


75

V.2 Résultats de dimensionnement de la centrale

V.2.1 Dimensionnement du champ photovoltaïque

Pour le dimensionnement du champ, nous ajoutons une marge de 10% de la puissance

installée pour éviter le non satisfaction du client en cas de diminution de production de

l’électricité provoquée par des mauvaises conditions climatiques ou autres.

a. Positionnement, orientation et inclinaison

Le système de positionnement fixe a été choisi car ce type de système est plus abordable

sur le point de vue de l’installation et le prix de l’exploitation par rapport aux systèmes de suivi

du soleil.

Le module photovoltaïque doit être orienté vers le nord avec une inclinaison de 22° par

rapport à l’horizontal.

b. Caractéristique des photovoltaïques utilisés

Le panneau photovoltaïque CSUN310-72P de China Sunergy a été choisi dans la base de

données de produit du logiciel RETscreen. Il a été sélectionné parmi tant d’autre grâce à son

rendement élevé de 16% dont la caractéristique est représentée dans le tableau qui suit.

Modèle poly-Si

Rendement 16%

Point de puissance max, Pmpp 310 Wc

Tension Vmpp 36,5 V

Courant Impp 8,51 A

Tension circuit ouvert Vco 44,80 V

Courant de court-circuit Isc 9,040 A

Température nominale des cellules en opération 45°C

Coefficient de température -0,40%/ °C

Surface du capteur solaire 1,936 m²

Poids 22,30 kg

Nombre total des cellules 72

Tableau 11 : Caractéristique des photovoltaïques utilisés.

c. Détermination de la consommation énergétique journalière

La consommation énergétique journalière est déterminée à partir de la formule IV-24


76

𝐸𝑐𝑗 = 𝑃𝑐 × 𝑘𝑝 × 𝐸𝑖

AN :

𝐸𝑐𝑗 = 5 500 000 × 0.6 × 6.77

𝐸𝑐𝑗 = 22 341 000 [𝑊ℎ

𝑗]

d. Détermination de la température moyenne d’opération des cellules (Tc)

𝑇𝑐 = 𝑇𝑎 +𝐸𝑖

7.1

𝑁𝑂𝐶𝑇 − 20

800

AN :

𝑇𝑐 = 25.3 + (6.77

7.1∗ 1000) ∗

45 − 20

800

e. Détermination du rendement moyen de module (𝜼𝒎)

𝜂𝑚 = 𝜂0 [1 −𝛾(𝑇𝑐 − 25)

100]

AN :

𝜂𝑚 = 0.16 [1 −0.4(54.9 − 25)

100]

f. Détermination du nombre de modules branchés en série

En prenant un convertisseur dont la tension d’entrée varie de 440 à 800V.

Nombre minimal de modules en série Nms.min

𝑁𝑚𝑠.𝑚𝑖𝑛 =𝑈𝑒𝑐.𝑚𝑖𝑛

𝑈𝑚𝑝𝑝 × 0.85

Nombre maximal de modules en série Nms.max

𝑁𝑚𝑠.𝑚𝑎𝑥 =𝑈𝑒𝑐.𝑚𝑎𝑥

𝑈𝑚𝑝𝑝 × 1.15

A.N :

𝑬𝒄𝒋 = 𝟐𝟐 𝟑𝟒𝟏[𝒌𝑾𝒉/𝒋]

Tc = 54.9 [°C]

ηm= 0.14


77

𝑁𝑚𝑠.𝑚𝑖𝑛 =440

31.025= 14 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒𝑠

𝑁𝑚𝑠.𝑚𝑎𝑥 =800

41.975= 19 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒𝑠

D’après le calcul, le nombre de modules en série doit être compris entre 14 et 19.

Donc nous prenons le nombre de modules en série égale à 19.

g. Détermination du nombre de modules branchés en parallèle

𝑁𝑏𝑝 = 𝐼𝑁𝑇[𝐹𝑆 ∗𝐸𝑐𝑗

𝐸𝑖 ∗ 𝜂𝑚 ∗ 𝜂𝑐 ∗ 𝑆𝑐𝑒𝑙 ∗ 𝑁𝑚𝑠)]

A.N :

𝑁𝑏𝑝 = 𝐼𝑁𝑇[1.45 ∗22 341

6.47 ∗ 0.14 ∗ 0.98 ∗ 1.936 ∗ 19)]

h. Détermination de nombre total de modules

𝑁𝑡𝑝 = 𝑁𝑚𝑠 ∗ 𝑁𝑏𝑝

A.N :

𝑁𝑡𝑝 = 19 ∗ 992

i. Détermination de la surface du champ PV

𝐴 = 𝑁𝑡𝑝 ∗ 𝑆𝑐𝑒𝑙

A.N :

𝐴 = 18 850 ∗ 1.936

Nms= 19 [modules]

Nbp= 992 [modules]

Ntp= 18 850 [modules]

A= 36 493 [m2]


78

V.2.1 Dimensionnement de la batterie d’accumulateur

Les caractéristiques de la batterie que nous avons choisi sont présentées dans le tableau suivant :

Courant de décharge 35 A

Capacité nominale 3500 Ah

Tension nominale 2 V

Poids 70 Kg

Dimension (Long. x Larg. x Haut.) 775 x 580 x 815 mm

Tableau 12 : Caractéristiques de la batterie.

a. Capacité réelle du parc batterie

La capacité du parc batterie se détermine à partir de la formule suivante :

𝐶 =𝐸𝑐𝑗 ∗ 𝑛𝑗

𝑘𝑑 ∗ 𝑈𝑑

AN :

𝐶 =22 341 000 ∗ 3

0,7 ∗ 24

b. Nombre de batteries nécessaires

Le nombre de batteries nécessaires à l’installation est déterminé par la formule suivante :

𝑁𝑏 =𝐶𝑇

𝐶𝑏𝑎𝑡𝑡

AN :

𝑁𝑏 =3 989 464

3 500

𝑪 = 𝟑 𝟗𝟖𝟗 𝟒𝟔𝟒 [Ah]

𝑵𝒃 = 𝟏 𝟏𝟒𝟎 𝑩𝒂𝒕𝒕𝒆𝒓𝒊𝒆𝒔


79

V.2.2 Dimensionnement de l’onduleur

a. Choix de l’onduleur

La tension maximale que peut fournir une chaîne photovoltaïque est égale à

Vmax = Nms.max × Vco × 1.15 = 19 × 44.80 × 1.15 = 978.88 V.

Les caractéristiques générales de notre onduleur sont représentées dans le tableau qui suit.

Caracteristique

Efficacité maximale 98 %

Dimension l = 2400mm, p = 660 mm, h = 2085 mm

Poids 1590 kg

Entrée (CC champ

PV)

Tension MPP minimale 440 V

Tension MPP maximale 800 V

Tension PV max absolue 1000 V

Sortie (réseau AC)

Type Triphasé

Fréquence 50Hz

Tension du réseau 300V

Puissance AC nominale 540 Kw

Courant AC nominal 1040 A

Tableau 13 : Caractéristiques générales de l’onduleur.

Nous choisissons des onduleurs connexion réseau de modèle Conext Core XC-540 car ce

type d’onduleur à une valeur de tension maximale admissible en entrée égale à 1000 V

(supérieure à la tension maximale d’une chaine photovoltaïque) et une efficacité maximale de

98 %.

b. Puissance apparente de l’onduleur

𝑆 =𝑃𝑐

𝑐𝑜𝑠𝜌 ∗ 𝜂𝑐

A.N :

𝑆 =5 500 000

0.9 ∗ 0.98

S = 6 235 828 [VAR]


80

c. Le nombre d’onduleurs nécessaires

𝑁𝑜𝑛𝑑 =𝑃𝑐

𝑐𝑜𝑠𝜌 ∗ 𝜂𝑐 ∗ 𝑃𝑜𝑛𝑑

A.N :

𝑁𝑜𝑛𝑑 =5 500

0.9 ∗ 0.98 ∗ 540

V.2.3 Calcul de câble de connexion

a. Calcul de l’intensité admissible

𝐼𝑚𝑎𝑥_𝑎𝑑𝑚 =𝑃

𝑈𝑛𝑜𝑚

A.N :

𝐼𝑚𝑎𝑥_𝑎𝑑𝑚 =310

36,5

b. Calcul de la section du câble

Section du câble reliant les panneaux aux convertisseurs si on suppose une longueur maximale

de 30m.

𝑆𝑚𝑖𝑛 =2 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑎𝑥_𝑎𝑑𝑚

𝐾 ∗ ∆𝑈𝑚𝑎𝑥

A.N :

𝑆𝑚𝑖𝑛 =2 ∗ 30 ∗ 8.49

58 ∗ 1

V.2.4 Energie directe fournie par la centrale photovoltaïque

𝐸𝛼 = 𝐹𝑐 ∗ 𝑃𝑐 ∗ 𝐼𝑟𝑎

A.N :

𝐸𝛼 = 0.9 ∗ 5 500 ∗ 2470

Nond = 12 [onduleurs]

Smin = 8,78 [mm2]

Eα = 12 226 500 [kWh/an]

𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎 = 𝟖, 𝟒𝟗 [𝐀]


81

V.2.5 Présentation de l’application de calcul et dimensionnement d’une centrale

photovoltaïque programmer sous Matlab

Nous programmons sous le logiciel Matlab les démarches à suivre pour dimensionner une

centrale photovoltaïque. La fenêtre ci-dessous nous montre la page d’accueil de notre

application :

Figure 45 : Interface d’accueil de dimensionnement d’une centrale photovoltaïque.

Cliquer sur le bouton « NEXT » et une fenêtre nommée « Dimensionnement du centrale

photovoltaïque » s’affichera telle que la figure suivante :


82

Figure 46 : Interface d’entrée des données et d’affichage des résultats du dimensionnement

d’une centrale photovoltaïque.

Cette fenêtre comporte quatre panels telles que :

- « Caractéristiques du panneau utilisé » : c’est ici qu’on introduit les paramètres

caractéristiques du panneau utilisé. Ces paramètres sont donnés par les fabricants.

- « Caractéristiques de l’onduleur utilisé » : les données concernant l’onduleur sont saisies

dans ce panel. Ces données sont trouvées sur la plaque signalétique de l’onduleur.

- « Autres données utilisées » : on introduit ici les autres données complémentaires

concernant qui sont nécessaires dans le calcul comme la longueur du câble, les différents

coefficients de sécurité…

- « Résultats de dimensionnement » : si tous les paramètres nécessaires sont complets,

cliquer le bouton « CALCULATE » et les résultats du dimensionnement sont affichés

sur ce panel.

Le bouton « BACK » permet de revenir dans la page d’accueil et le bouton « QUIT » permet

de sortir l’application.


83

PARTIE III : MAINTENANCE,

CONSIDERATION ECONOMIQUE ET

ETUDE DES IMPACTS

ENVIRONNEMENTAUX DU PROJET


87

CHAPITRE VI- GESTION DE LA MAINTENANCE DE

LA CENTRALE

Contrairement à d’autres technologies de production d’énergie, les besoins en

maintenance et en entretien des centrales solaires photovoltaïques sont relativement faibles.

Cependant, le bon entretien d’une installation photovoltaïque est essentiel pour optimiser à la

fois le rendement énergétique et la durée de vie utile de la centrale. Une exploitation optimale

doit trouver un équilibre entre maximisation de la production et réduction des coûts.

VI.1 Définition de la maintenance

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 centrale photovoltaïque de bonne qualité, bien conçue et bien installée, peut

fonctionner pendant plus de 20 ans si elle est bien entretenue. Un entretien négligé peut avoir

des effets irréversibles sur la fiabilité de la centrale.

Les principales activités de la maintenance sont : la prévention, l’intervention

l’amélioration.

La prévention s’effectue par une bonne tenue des documents permettant de suivre la vie

de la centrale, le maintien du stock de pièces de rechange, la réalisation d’inspection visite 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’intervention.

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).


88

VI.2 Types de maintenance

La maintenance peut se décomposer comme suit :

La maintenance programmée ou préventive : elle est planifiée à l’avance et vise à

prévenir les pannes et à assurer que la centrale fonctionne à son niveau optimal. La bonne

planification et la fréquence de la maintenance préventive sont dictées par un certain nombre

de facteurs. Il s’agit de la technologie choisie, des conditions environnementales du site, des

conditions de garantie et des variations saisonnières. La maintenance programmée est

généralement effectuée à intervalles réguliers, conformément aux recommandations du

fabricant, et selon les exigences des garanties de l’équipement.

La maintenance non planifiée ou corrective : elle est effectuée en réponse à des

défaillances. Ainsi, les paramètres clés de la maintenance non planifiée sont le diagnostic, le

temps de réponse aussi court que possible, afin d’augmenter le rendement énergétique.

VI.3 Constitution d’un dossier de maintenance et guide d’intervention [10]

a. 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.

Connaissance du matériel :

Pour une bonne connaissance du matériel, on doit pouvoir trouver dans le dossier de

maintenance de chaque composant 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, spécification technique, condition de réception,

condition de garantie…,

plans : d’ensemble, de détails de toutes les pièces susceptibles d’être remplacées ou

réparées.

schémas : cinématique, électrique, électronique, de régulation…,

plans d’installation : fondation, raccordement électrique


89

fiche d’entretien : voir en ANNEXE IX un exemplaire d’une fiche d’entretien.

consignes particulières : sécurité, incendie…,

liste : des ensembles pour échange standard, des pièces de rechange…

b. Méthode de diagnostic des pannes

Une vérification méthodique est nécessaire 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.


90


91


92

c. 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. On

prendra soin de bien cerner les causes de l’incident afin d’éviter qu’il se reproduise à l’avenir.

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 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.

Les câbles de liaison 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.

Remplacement des câbles

Les modules et les onduleurs sont reliés entre eux par des câbles qui peuvent subir

diverses détériorations. Tout câble endommagé doit être changé. Pour ce faire, on arrête

l’onduleur, on masque les modules, on débranche le câble et on le remplace.

Pièces de rechange

Afin de faciliter une réponse rapide en cas de défaillance de l’équipement, il est nécessaire de

disposer d’un stock de pièces de rechange convenablement approvisionné. Les pièces de

rechange étant couteuses, leur achat doit être justifié par l’avantage qu’elles apportent en termes

de réduction du temps d’arrêt de la centrale et en termes d’évitement de perte de revenus. La

stratégie optimale à appliquer quant aux pièces de rechange dépendra de la taille de la centrale,

de la disponibilité de pièces de rechange localement et de la possibilité de partage de

l’équipement essentiel entre un certain nombre de centrales en propriété commune.


93

VI.4 Technique d’installation d’une centrale photovoltaïque

Pour faciliter les taches de maintenance et pour éviter l’arrêt total de la production

d’électricité en cas de panne sur une ou plusieurs modules, il faut regrouper les modules par lot

suivant leur montage et les nombres d’onduleurs. Après les résultats de dimensionnement de

notre centrale, l’installation se fait comme suit : 12 onduleurs montés en parallèle dont chacun

est alimenté par 18 850 modules montés en série parallèle avec 19 en séries et 82 en parallèles.

Le schéma simplifié qui montre les dispositions de chaque composant de la centrale est

présenté dans l’ANNEXE VIII.

VI.5 Estimation du coût annuel de maintenance [10]

Les frais d’exploitation et de maintenance associés aux projets solaires photovoltaïques

sont considérablement inférieurs à ceux associés aux autres énergies renouvelables et aux

technologies conventionnelles en raison de la simplicité de leur ingénierie et de la maintenance

relativement mineure qui est requise. Les frais d’exploitation et maintenance moyenne à l’heure

actuelle sont estimés environ 42 000 $/MWc par an. Ce chiffre variera en fonction du coût de

la main d’œuvre locale, mais nettement inférieur, à la fois en nombre absolu et en nombre

relatif, à d’autres types de projets énergétiques.

Les frais d’exploitation et maintenance dépendent également d’autres facteurs, tels que

l’emplacement du projet et l’environnement dans lequel il se situe.


94

CHAPITRE VII : ANALYSE FINANCIERE DU PROJET

VII.1 Définition

L’évaluation financière est la phase de l’étude d’un projet qui permet d’analyser si ce

projet est viable, et dans quelles conditions, compte tenu des normes et des contraintes qui lui

sont imposées, et à partir des études techniques et commerciales déjà réalisées.

Elle consiste à valoriser les flux résultants des études précédentes pour déterminer la rentabilité

et le financement du projet. Pour cela, on construit généralement plusieurs scénarios résultants

d’une analyse de sensibilité menée à partir des différents risques encourus par le projet et

permettant de définir des stratégies de réalisation.

VII.2 Les paramètres financiers [4]

Les indicateurs les plus utilisés actuels sont les suivants :

a. La Valeur Actualisée Nette (VAN)

La VAN ou flux de trésorerie actualisé représente l’enrichissement supplémentaire d’un

investissement par rapport au minimum exigé par les apporteurs de capitaux, dont une valeur

positive traduit la rentabilité du projet.

La décision d’effectuer une dépense d’investissement sera prise si la valeur totale des

recettes futures (cash-flows) découlant de cet investissement est au moins égale (en principe

supérieure) à la valeur des dépenses engendrées par l’acquisition et l’utilisation de l’équipement

(bien-capital) dont il s’agit.

La variable financière qui permet de décider de l’opportunité d’un investissement est la

valeur actuelle nette (VAN). La formule pour la calculer est la suivante :

𝑽𝑨𝑵 = ∑(𝑪𝑭𝒑)

(𝟏 + 𝒕)𝒑

𝒏

𝒑=𝟏

– 𝑰 (𝑽𝑰𝑰 − 𝟏)

𝑪𝑭𝒕 : Flux de trésorerie

𝒑 : Numéro de l’annuité

𝒕 : Taux d’actualisation

𝑰 : Capital investi

𝒏 : Nombre total d’annuité


95

b. Le Taux de Rentabilité Interne (TRI)

Le TRI ou taux d’actualisation pour laquelle la VAN est nulle et qui indique que le projet

est rentable si le taux calculé est supérieur au taux d’actualisation requis par l’investisseur. Il

permet de juger l’acceptabilité financière des hypothèses ou variantes du projet, soit en raison

de seuils prédéfinis (normes ou contraintes), soit par simple nécessité (viabilité financière).

C’est le taux maximum auquel les revenus du projet permettent de récupérer le capital investi

sans que le projet ne devienne déficitaire. Sa valeur se calcule alors :

𝑽𝑨𝑵 = 𝟎 ↔ ∑(𝑪𝑭𝒑)

(𝟏 + 𝑻𝑹𝑰)𝒑

𝒏

𝒑=𝟏

– 𝑰 = 𝟎 (𝑽𝑰𝑰 − 𝟐)

c. Le temps de retour sur investissement (Délai de Récupération des Capitaux – DRC)

On entend souvent l’expression « playback » pour parler du délai de récupération d’un

projet d’investissement.

Le DRC définit la durée au bout de laquelle l’investisseur recouvre le montant total des

capitaux investis. On considérera donc les sorties de fonds liées au projet comme étant le coût

du projet et les entrées de fonds comme les recettes du projet.

Il peut être calculé comme suit :

𝒅 =(𝑰𝒏𝒗𝒆𝒔𝒕𝒊𝒔𝒔𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕 − 𝑪𝒖 𝒊𝒏𝒇)

[(𝑪𝒖 𝐬𝐮𝐩 − 𝑪𝒖 𝐢𝐧𝐟 ) + 𝑨𝒏𝒏𝒖𝒊𝒕é 𝑪𝒖 𝒊𝒏𝒇] (𝑽𝑰𝑰 − 𝟑)

d: délai de récupération du capital investi

Cu inf: dernier cumul négatif des flux de trésorerie actualisés

Cu Sup: premier cumul positif des flux de trésorerie actualisés

Un délai court est un critère pour un investissement intéressant car cela facilite notamment

les prévisions, ainsi que la stabilité de l’entreprise.

Les documents (détaillés par années) à élaborer seront :

les comptes prévisionnels d’investissements;

le tableau des amortissements;

les comptes prévisionnels de résultat (analytique et de comptabilité générale);

les besoins en fonds de roulement;

le tableau de calcul du TRI.


96

d. Limites de ces critères de rentabilité

On remarque que le délai de récupération ne tient pas compte de la valeur de l’argent dans

le temps. De plus, ce critère ne considère pas les flux monétaires qui surviennent après la

période de récupération. Pourtant, on continue d’utiliser ce critère pour évaluer la rentabilité

d’un projet d’investissement, parce qu’il permet indirectement d’évaluer l’impact du projet sur

la liquidité de l’entreprise. Comme on estime que le risque s’accroît dans le temps, il indique

aussi le degré de risque relatif rattaché au projet.

Aucun de ces critères (VAN, TRI, délai de récupération) ne tient compte d’objectifs non

monétaires. Ils supposent également un taux de réinvestissement unique. Dans le cas du TRI,

on peut aussi rencontrer des situations de taux de rendement multiples. Enfin, ces critères ne

considèrent pas non plus l’effet sur les états financiers de l’entreprise. C’est pourquoi beaucoup

d’entreprises se tourneront plutôt vers la modélisation financière pour comprendre tous les

impacts du projet sur ses états financiers.


97

VII.3 Données financières du projet [10]

Le tableau suivant présente la ventilation classique des coûts repères pour une centrale

électrique solaire photovoltaïque montée au sol.

Elément de coût Coût ($/MWc) Détails

Terrain

8 300

Il est supposé qu’environ 8000 𝑚2/𝑀𝑊𝑐 sont

nécessaires. Cette estimation variera en fonction de la

technologie choisie et du coût des terrains.

Modules

photovoltaïques

720 000

Les modules cristallins ont un prix global départ –

usine moyen compris entre 550 et 930 $/MWc et cela

peut varier en fonction de la qualité perçue du

fournisseur. Un prix de module moyen de 720 000

$/MWc a été estimé sur la base de données recueillie

auprès de tierces parties.

Structure de

fixation

306 000

Il s’agit du coût estimé pour la structure de fixation,

indépendamment du type de technologie.

Unité de

climatisation

onduleur

220 000

Il s’agit du coût de l’unité de climatisation/onduleurs,

y compris les commandes et les instruments

nécessaires.

Câblage et ses

fournitures

255 000

Ce coût inclut la fourniture, la pose et la mise en place

de tous les câbles. Il s’agit d’un coût hautement

variable en fonction de la distance au point de

raccordement.

Etude de

faisabilité

11 000

Ce coût inclut les services relatifs à la conception, à la

gestion de projet, à l’assurance et aux intérêts au coût

de la construction, entre autres. Bien que celui-ci

puisse varier en fonction de la dimension du projet.

Travaux du génie

civil

120 000

Ce coût inclut le développement des infrastructures

générales, la demande de permis et d’approbations et

la préparation des rapports de projet par MW.

Exploitation et

maintenance

42 000 Ces sont les frais d’exploitation et de maintenance

associés aux projets solaires photovoltaïques.

Tableau 14 : Ventilation classique des coûts repères pour une centrale électrique solaire

photovoltaïque.


98

En déduisant à partir de ses coûts références, le coût estimatif de notre projet est récapitulé

dans le tableau suivant :

ELEMENTS NOMBRE PU (en $) PRIX (en $) PRIX (en Ar)

Terrain 37 000 m2 13,4/m2 495 800 1 273 176 000

Module PV 18 850 223,3 4 209 205 12 627 615 000

Structure de fixation 1 683 000 5 049 000 000

Onduleurs 12 3 071 36 852 110 556 000

Câblage et ses fournitures 1 275 000 3 825 000 000

Unité de climatisation des

onduleurs

220 000 1 210 000 3 630 000 000

Etude de faisabilité 60 500 181 500 000

Travaux du génie civil 660 000 1 980 000 000

Licence et permis

(administratif)

400 000 1 200 000 000

Installation 445 000 1 335 000 000

Exploitation et

maintenance

5 ans 42 000 210 000 630 000 000

Transport 1 000 000 3 000 000 000

Imprévu 100 000 300 000 000

TOTAL 11 785 357 35 356 071 000

Tableau 15 : Coûts estimatifs de notre projet.

VII.4 Viabilité financière

L’électricité ainsi exporté au réseau est acheminée vers les utilisateurs. Après une

simulation avec le logiciel de RETScreen, si on vend le kilowattheure à un prix égal 0,226$ ou

720 Ar, alors la viabilité financière du projet se présente comme le montre le tableau suivant.

Viabilité financière

Valeur Actualisée Nette (VAN) 22 686 900 $

TRI avant impôt – actifs 25,5%

Retour simple 5 ans

Retour sur les capitaux propres 4,2 ans

Tableau 16 : Viabilité financière du projet.


99

Et on aura le modèle financier suivant, le flux monétaire cumulatif du projet durant sa

durée de vie est représenté dans le graphe qui suit.

Figure 47 : Graphique des flux monétaires cumulatifs.

Ce graphe montre que la durée de vie du projet est 25 ans. Le flux monétaire cumulatif

est négatif entre 0 et 4,2 ans, cela signifie que le projet récupère son fond de démarrage durant

les 4 premières années de son existence. Et entre 4 et 25 ans le graphe passe de 0 à plus de 100

000 000, cela signifie que le projet est rentable à long terme, elle permet de faire un bénéfice

de plus de 100 000 000 $ durant 25ans.


100

CHAPITRE VIII : ETUDE DES IMPACTS

ENVIRONNEMENTAUX

VIII.1 Contexte générale

De nos jours, nul ne peut ignorer la dégradation de l’environnement due aux progrès

industriels qui ne cessent de se développer. En effet, toute activité de fabrication ou de

production à l’échelle industrielle, toute création ou travaux de transformation, d’aménagement

ou d’extensions de ces activités portent atteinte à l’environnement soit par le seul fait

d’occupation du sol, soit par l’utilisation des ressources naturelles, soit par l’usage d’intrants

ou des produits susceptibles de générer des effets polluants, soit encore par la production dans

l’atmosphère ou dans les eaux de rejets ou de nuisances.

La protection et le respect de l’environnement sont alors d’intérêt général : il est du

devoir de chacun de veiller à la sauvegarde du cadre dans lequel il vit. C’est dans ce cadre que

toute exploitation industrielle a l’obligation de sauvegarder l’environnement par une production

plus propre. Cependant la conciliation du développement et de l’environnement est devenue

difficile à mettre en œuvre .C’est pourquoi, de nombreuses conférences ont été mise en route,

et pour atténuer les dégâts, et pour l’essor de marché des technologies propres.

La conformité du système de gestion environnementale établie par une entreprise lors d’un audit

environnemental ou d’une étude d’impact environnemental est évaluée par l’ISO 14000.

VIII.2 Définition

L’environnement est défini par l’ensemble de milieux naturels et artificiels y compris

les milieux humains et les facteurs socio-économique, influés par l’utilisation et le

fonctionnement propre de projet.

VIII.3 Evaluation des impacts environnementaux

Comme tous projets industriels, ce travail présent doit faire l’objet d’une étude d’impact

environnemental comme la stipule Article 10 de la Loi n° 90-033 du 21 décembre 1990 :

« Les projets d'investissements publics ou privés susceptibles de porter atteinte à

l'environnement doivent faire l'objet d'une étude d'impact, compte tenu de la nature technique

de l'ampleur des dits projets ainsi que de la sensibilité du milieu d'implantation »

Ces impacts peuvent être positifs ou négatifs, donc il faut envisager les mesures d’atténuation

des impacts négatifs ainsi que d’améliorer ceux de positifs.


101

VIII.3.1 Impacts environnementaux

a. Du point de vue écologique

L’emploi de l’énergie solaire ne génère aucune pollution atmosphérique. Le photovoltaïque

est l’une des formes de production énergétique la plus respectueuse de l’environnement

disponible à ce jour car elle est généralement sans danger pour l’environnement.

Cette forme d’énergie lutte contre le réchauffement climatique car elle produit moins de

CO2 que les autres sources d’énergies, ce dégagement de CO2 est observé seulement durant

la phase de fabrication des modules photovoltaïques [22].

L’énergie photovoltaïque n’a aucune influence sur le climat et les cellules photovoltaïques

ne produisent ni bruit ni odeur, en plus, aucun gaz à effet de serre n’est rejeté et il n’y a

aucun déchet radioactif produit. Elles évitent ainsi le réchauffement climatique, les pluies

acides ou le brouillard enfumé. L’émission de CO2 évitée est de 0,530kg/kWh et les

matières hautement radioactives évitées sont de 0,0034 g/kWh.

En n’employant aucun carburant, l’énergie photovoltaïque ne contribue pas au coût et aux

problèmes du rétablissement et au transport de carburant.

b. Ecoulement des eaux

L’utilisation du système de positionnement fixe provoque une possibilité d’érosion très

localisée et une légère modification du régime de rétention d’eau.

c. Biodiversité

L’exploitation d’une centrale photovoltaïque n’a priori aucun impact sur les faunes

aériennes et sur les flores. Par contre les faunes terrestres ont des légers problèmes à cause de

la clôture.

VIII.3.2 Impacts énergétiques

a. Indépendance énergétique

L’utilisation de l’énergie photovoltaïque n’est pas toujours soumise au prix croissant des

combustibles.

Elle engendrerait une indépendance accrue car la mise en place d’un tel projet provoque la

diminution de la consommation de combustible par la société de production énergétique. Et

d’une vision plus globale, cela amènerait à la réduction de la dépendance des pays

producteurs de pétrole.

L’utilisation de l’énergie photovoltaïque évite donc des crises énergétiques futures.


102

b. Gain énergétique

Suivant les technologies utilisées, le temps de retour énergétique est de 0.5 à 2 ans pour un

ensoleillement moyen mondial, or la durée de vie d’un système photovoltaïque est de 25 à

30 ans, soit au minimum environ 23 ans d’énergie nette.

Un panneau photovoltaïque consomme 15 fois moins d’énergie pour sa fabrication qu’il en

produit sur sa durée de vie.

c. Intermittence énergétique

La production de l’énergie photovoltaïque est irrégulière car elle varie en fonction du temps

qu’il fait c’est-à-dire qu’elle est influencée par la météo, et non en fonction des besoins

énergétiques.

L’énergie photovoltaïque ne produit que durant la journée.

VIII.3.3 Impacts socio-économique

a. Point fort et faiblesse du système photovoltaïque sur le plan économique

Après le temps de retour de l’investissement, on a une production d’énergie gratuite.

Ces technologies ne sont pas sujettes à des contraintes d’approvisionnement donc elles sont

plus économiques en ressources.

Le coût de fonctionnement est faible vu les entretiens réduits et ils ne nécessitent ni

combustible, ni personnel hautement spécialisé.

Les énergies renouvelables sont exonérées de droit de douane et de la TVA pour le cas de

Madagascar.

Le coût de l’installation d’une centrale photovoltaïque est très élevé par rapport à notre

pouvoir d’achat. Par conséquent, il est actuellement classé parmi les produits de luxe donc

il n’est pas accessible pour tout le monde sauf s’il y a intervention de l’Etat.

Toutefois, il est encore difficile de penser que les usines génératrices électriques

photovoltaïques pourraient concurrencer les grandes génératrices traditionnelles.

La production de l’électricité photovoltaïque à l’échelle industrielle et à des conditions

compétitives reste encore assez loin.

Sur le plan économique, le système photovoltaïque présente quand même d’autres

inconvénients non négligeables.

b. Création d’emplois dédiés

L’électrification crée des emplois locaux, que ce soit pour l’installation des équipements,

mais aussi pour leur exploitation et gestion ;

Des techniciens sont chargés de l’entretien des systèmes électriques ;


103

Du personnel collecte les redevances et gère la clientèle ;

Un comptable établit les factures et assure la bonne gestion des fonds ;

Un manager doit animer l’équipe et assurer les relations avec les autres intervenants.

c. Usage des sols

Possibilité d’utiliser des terrains délaissés

Compatibilité avec certaines pratiques agricoles

Usage temporaire de 20 à 30 ans

La taille des installations pose également un problème quand il s’agit d’une grande

production d’électricité. Il faut en effet de grande superficie de panneau solaire pour

produire de l’énergie, cela nécessite une grande superficie de terrain pour installer les

panneaux photovoltaïques.

d. Sécurité

La mise en place d’un tel projet contribuera à la réduction de l’insécurité dans la région

bénéficière et cela améliorera les modes de vie des gens qui en bénéficient.

L’éclairage public favorise la lutte contre l’insécurité, notamment en réduisant le nombre

de vol. La sécurité est d’ailleurs le bénéfice de l’électricité le plus souvent cité par la

population.

e. Accès à l’information

L’électrification donne aux ménages l’accès aux informations via la radio ou la télévision.

La recharge sur place des téléphones portables facilite leur usage et les liens avec

l’extérieur.

Des cybercafés peuvent être installés, ouvrant le champ de l’utilisation d’Internet.

VIII.3.4 Avantages et inconvénients de l’installation photovoltaïque connectée au réseau

[14]

a. Avantages

La particularité du système raccordée au réseau par rapport aux autres énergies

renouvelables réside dans le fait que :

Le système photovoltaïque raccordé au réseau fonctionne «au fil du jour » sans

l’intervention d’une personne, en plus son fonctionnement est particulièrement optimisé.

La connexion des installations photovoltaïques avec le réseau électrique de la JIRAMA

diminue la facture des abonnés (sources de revenu) et l’énergie produite par les centrales

thermiques (qui sont très polluants). Ainsi, l’énergie solaire préserve les énergies fossiles et

réduit le rejet de gaz.


104

L’énergie photovoltaïque est totalement modulable et peut donc répondre à un large éventail

de besoin. La taille des installations peut aussi être augmentée par la suite afin de suivre

l’évolution des besoins ou des moyens financiers.

La maintenance se résume à la vérification du bon état de propreté des modules

photovoltaïques.

L’utilisation de centrale photovoltaïque de grande puissance véhicule une image high-tech

justifiée et symbolise à la fois la préoccupation environnementale et le modernisme.

b. Inconvénients

Voici quelques lacunes du raccordement du système photovoltaïque au réseau :

Le coût des matériels et leurs installations sont très élevés.

Pas de politique énergétique à long terme clair concernant l’énergie solaire.

Actuellement à Madagascar, la connexion de l’électricité solaire des petits producteurs au

réseau public de la JIRAMA est encore assez difficile. Le cadre institutionnel, les conditions

techniques ne sont pas encore bien définies.


105

CONCLUSION

Les énergies renouvelables appelées aussi énergies propres sont des sources d’énergie

inépuisable et leur mode de production est les plus respectueux de l’environnement car il

engendre moins d’impact négatif sur l’environnement par rapport à d’autres systèmes de

production énergétique. Parmi eux, l’énergie solaire qui est une énergie obtenue par conversion

directe par les cellules photovoltaïques de l’énergie lumineuse du rayon solaire en électricité.

Les modules photovoltaïques doivent être orientés et inclinés suivant une norme bien

déterminée afin d’optimiser l’énergie produite.

Le présent travail nous a montré que notre site possède une grande potentialité en énergie

renouvelable et en particulier l’énergie solaire après avoir analyser les gisements solaires.

Ensuite, nous avons dimensionné les différents éléments constitutifs d’un champ

photovoltaïque couplé au réseau et les résultats obtenus montrent la possibilité et la faisabilité

de l’installation de la centrale photovoltaïque sur notre site.

Mais l’inconvénient de la centrale photovoltaïque couplée au réseau réside sur son aspect

économique. Le fond de mise sur pied d’un tel projet est colossal et cela entraine un coût élevé

de l’exploitation de l’électricité photovoltaïque. Cette manuscrite a pu montrer qu’une centrale

photovoltaïque raccordée au réseau peut être financièrement rentable à long terme. Malgré ces

inconvénients, la mise en place d’un tel projet engendre le minimum d’impact négatif sur

l’environnement et génère un gain énergétique considérable.

Si ce projet vient à se développer à Madagascar, cela aiderait beaucoup à réduire le

volume de carburant importé par le pays et évite ainsi la grande dépendance de notre mode de

production d’énergie électrique aux énergies fossiles.


A

ANNEXES


B

ANNEXE I : Information générale de la société GREAT

Nom ou raison sociale : GREAT Company (malaGasyRov and Electrical Associated

Technicians)

Forme/statut juridique : SARL-U

Siege :

Contact :

Fonction :

Tél/Fax :

Adresse e-mail officielle :

Lot II I 143 ter Alarobia Amboniloha ANTANANARIVO 101

Mr. NANJA Fenoarisoa José Alain.

Directeur Général

+261 33 80 491 47

[email protected]

Visions :

Les visions de la société sont les suivantes :

Devenir un leader dans les secteurs suivants : haute technologie, ROV, TIC,

télécommunications et informatiques, conceptions et entretiens industriels

Renforcer la capacité des ingénieurs malgaches dans tous les secteurs sur lesquels nous

offrons nos services.

Être certifié sur les normes internationales et travailler avec l’engagement HSE.

Travailler en toute sécurité et protéger l’environnement.

Offrir une meilleure qualité de service que nous offrons à nos partenaires.

Force :

L’objectif est de participer au développement de leur société en tant que partenaire à travers

leurs capacités.

- Une forte culture internationale : tous leurs personnels ont déjà intégré des grandes

sociétés à Madagascar qu’à l’étranger.

- La capacité de travailler sur toute sorte de technologie de haut niveau.

- Des ingénieurs pluridisciplinaires en : télécommunication, Génie Industriel, …

- Les capacités théoriques et pratiques sont leurs principales forces.

Leur engagement

Elles offrent à leurs clients leur professionnalisme, leurs compétences et leurs expériences, et

elles s’engagent à assurer :

La performance et l’efficacité théorique et pratique de leur personnel,

L’exécution du travail et les procédures HSE pour avoir des meilleurs résultats,

Le suivi et l’amélioration de leurs activités,

Le respect des coûts et des délais de leur planning d’intervention.

mailto:[email protected]


C

ANNEXE II : Localisation des Fonkotany Tampolove.


D1

ANNEXE III : Irradiation solaire journalière du Morombe.


D2


D3


D4


D5


D6


E

ANNEXE IV: Exemple d’une fiche technique d’un module photovoltaïque

Type Si-Poly

Fabricant ecoSolargy

Modèle ECO310S156P-72

Rendement module 16 %

Point de puissance max, Pmpp 310 Wc

Tension Vmpp 38,2 V

Courant Impp 8,13 A

Tension circuit ouvert Vco 45,5 V

Courant de court-circuit Isc 8,72 A

Surface du capteur solaire 1,936 m²

Poids 22,30 kg

Nombre total des cellules 72

Tableau 17 : Module solaire de type silicium poly-cristalline


F

ANNEXE V : Exemple d’une fiche technique d’un onduleur pour le réseau.

caractéristique

Fabricant Conergy

Modèle CIS 540 (S)

Efficacité maximale 98 %

Entrée (CC champ PV)

Tension MPP minimale 530 V

Tension MPP maximale 780 V

Tension PV max absolue 965 V

Sortie (réseau AC)

Type Triphasé

Fréquence 50Hz

Tension du réseau 20000V

Puissance AC nominale 540 kW

Courant AC nominal 16 A

Tableau 18 : Fiche technique d’un onduleur


G

ANNEXE VI : Analyse financière sur RETscreen.

Viabilité financière

TRI avant impôt-capitaux propre 26,6 %

TRI avant impôt-actifs 25,5 %

TRI après impôt-capitaux propres 26,6 %

TRI après impôt-actifs 25,5 %

Retour simple 5 ans

Retour sur les capitaux propres 4,2 ans

Valeur Actualisée Nette (VAN) 22 686 900 USD

Economies annuelles sur la durée de vie 2 499 372 USD/an

Ratio avantages-couts 3,03

Recouvrement de la dette 32,74

Prix de revient de l’énergie 76,74 USD/MWh

Tableau 19 : Viabilité financière en détail


H

ANNEXE VII : Résultats du dimensionnement sur PVsyst.


I

ANNEXE VIII : Schéma simplifié de l’installation

AC

DC

19 P

AN

NE

AU

82 PANNEAU

DISJONCTEUR

MISE A LA TERRE

TRANSFORMATEUR

SECTIONNEURE

VERS RESEAU

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

AC

DC

DISJONCTEUR

MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE

82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU

19 P

AN

NE

AU


J

ANNEXE IX : Exemplaire de fiche d’entretien d’une centrale photovoltaïque


K

ANNEXE X : Extrait du code de programme écrit sous Matlab

function interface close all clear all clc f=figure('Visible','off','Name','

PAGE DE DIMENSIONNEMENT',... 'Position',[160,100,620,450],'numbertitle','off'... ,'Menubar','None'); btNext1=uicontrol('Style','pushbutton','String','NEXT','Position',[30,16,80

,30],'Callback',... {@btNext1_Callback},'BackgroundColor',[.478 .973 .567]); btBack1=uicontrol('Style','pushbutton','String','BACK','Position',[275,16,8

0,30],'Callback',... {@btBack1_Callback},'BackgroundColor',[.478 .973 .567]); btQuit1=uicontrol('Style','pushbutton','String','QUIT','Position',[510,16,8

0,30],'Callback',... {@btQuit1_Callback},'BackgroundColor',[.478 .973 .567]); textSt2=uicontrol('Style','text','String','DIMENSIONNEMENT D UNE CENTRALE

PHOTOVOLTAIQUE','FontSize',18,'Units','Normalized','Position',[0.33,.78,.38

,.2]... ,'BackgroundColor',[.878 .873 .958]); ha = axes('Units','Pixel','Position',[0 0 620 430]); imshow('Image_Dim1.PNG','Parent',ha); hb = axes('Position',[.06 .75 .20 .22]); imshow('logo_Univ-Tana.JPG','Parent',hb); hc = axes('Position',[.78 .75 .20 .22]); imshow('POLY.JPG','Parent',hc); % hd = axes('Position',[.20 .15 .6 .6]); % imshow('mmmm.PNG','Parent',hd);

set([f,btNext1,btBack1,btQuit1,textSt2,ha,hb,hc],'Units','normalized'); movegui(f,'center') set(f,'Visible','on');

function btNext1_Callback(source,eventdata) current_data=close;Dimensionnement; btNext1(current_data);

end function btBack1_Callback(source,eventdata) current_data=close;rayonnement; btBack1(current_data);

end function btQuit1_Callback(source,eventdata) btQuit1(close); end

end


L

BIBLIOGRAPHIE

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». Mémoire pour l’obtention du Diplôme de Magister en électrotechnique au sein de l’université

MOULOUD MAMMERI DE TIZI OUZOU soutenu le 05 mai 2011.

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Thèse de doctorat », Université bordeaux I .2010

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[10]: International Finance Corporation « Les centrales solaires photovoltaïques

commerciales ». Guide à l’intention des promoteurs de projets édition 2015.

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REGION DU SUD-OUEST ». Edition 2003 et 2009

[12]: Ministre de Ressources naturelles Canada 2001 – 2006 « MANUEL D’INGÉNIERIE ET

D’ÉTUDES DE CAS RETSCREEN » 3ème édition du Janvier 2006.

[13]: MOUMMI.A, HAMANI.N, Estimation du rayonnement solaire

[14]: Optimisation des Systèmes Photovoltaïques Connectés au Réseau par la Logique Floue.

Chapitre II : Systèmes Photovoltaïques Connectés au Réseau

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[16]: RASOANANDRASANA Alexandrine Félicie, 11 Mai 2015. « Transformation de

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[17]: RIJARIMANANA Tiana Andriantsoa « Etude de faisabilité du projet de production

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(Cas du centre de santé de base niveau II de la commune rurale d’Alatsinainikely)

[18]: WWF, 2011. Rapport énergie.


M

WEBOGRAPHIE

[19]: http://www.mrm.gov.pf/

[20]: http://www.energieplus-lesite.be/energieplus/page_16677.htm

[21]: http : //www.photovoltaique.guidenr.fr

[22]: http://www.energie-soalaire.org_Energies Solaires.html

[23]: http://www.hespul.org/-Publications-photovoltaiques-.html

[24]:http://www.retscreen.net/fr/clean-energy-project-analysis.php,

[25]: http://www.energieplus-lesite.be/energieplus/page_16685.htm

[26]: http://www.macoda.com/index.php/Photovoltaique:PVSYST_Simulation,

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http://www.energieplus-lesite.be/energieplus/page_16685.htm

http://www.macoda.com/index.php/Photovoltaique:PVSYST_Simulation

Auteurs : RANDRIANARISOA Navaloniaina Lucien

RANDRIAMIALISOA Jimmy Lariot Michael

Titre : « Projet d’installation d’une centrale solaire photovoltaïque d’une puissance de

5 MWc pour desservir la région Atsimo Andrefana de Madagascar ».

Nombre de pages : 104

Nombre de figures : 47

Nombre de tableaux : 19

Mots clés : production d’électricité, potentiel solaire, centrale photovoltaïque, investissement.

Directeurs du mémoire : Monsieur RANARIJAONA Jean Désiré

Monsieur NANJA Fenoarisoa José Alain

RESUME

La région Atsimo Andrefana de Madagascar a une grande potentialité solaire car en

moyenne le rayonnement solaire atteint 2,5 MWh/m2/an. Nous avons utilisé le logiciel

RETscreen pour recueillir les données météorologiques du site et le PVsyst 6.39 comme

logiciel de vérification de dimensionnement. Les résultats ont montré que la centrale

photovoltaïque est composée de 18850 panneaux monocristallins de modèle CSUN310-72P

d’une puissance crête totale de 5 MWc. Tous ces modules occupent une surface de 37 000

[m2], avec une inclinaison optimale par rapport à l’horizontal et orientée vers le nord. On a

utilisé 12 onduleurs triphasés de modèle Conext Core XC-540 pour la conversion de la

tension continue en alternative. La centrale produit en moyenne 11 000 MWh par an. La

réalisation de tel projet nécessite de gros investissements. L’utilisation de l’énergie propre

apporte beaucoup d’avantage surtout au niveau de l’environnement.

ABSTRACT

The Atsimo Andrefana region of Madagascar has a high solar potential because on average

solar radiation reaches 2.5 MWh/m2/year. We used the RETscreen software to collect

weather data from the site and the PVsyst 6.39 as a sizing verification software. The results

showed that the photovoltaic plant consists of 18 850 CSUN310-72P monocrystalline

modules with a total peak power of 5 MWc. All these modules occupy an area of 37 000

[m2], with an optimal inclination in relation to the horizontal and oriented towards the north.

We used 12 triphase converter of model Conext Core XC-540 for the conversion of the

continuous tension in alternative. The plant produces on average 11 000 MWh per year. The

realization of such project requires big investments. The use of the clean energy especially

brings a lot of advantage to the level of the environment.

Documents

PROJET D’INSTALLATION D’UNE CENTRALE SOLAIRE ...biblio.univ-antananarivo.mg/pdfs/randrianarisoaNavaloniainaL_ESPA_MAST... · --- promotion 2016 --- memoire de fin d’etudes en