partim pompage photovoltaïque · 2021. 2. 8. · L’IRRIGATION LOCALISEE 43 4.1. Considérations...

RADHORADHORADHORRRTTT

Intensification des cultures horticoles par l’application de l’exhaure solaire et de l’irrigation localisée partim pompage photovoltaïque

CENTRE POUR LE DÉVELOPPEMENT DE L'HORTICULTURECAMBÉRÈNE – DAKAR

FAOOrganisation des Nations Unies pour l’Agriculture et l’Alimentation

Projet GCP/RAF/244/BEL« Coopération régionale pour le développement des productions horticoles en Afrique » Phase III.

GUIDE TECHNIQUE

Intensification des cultures horticoles par l’application de l’exhaure solaire et de l’irrigation localisée partim pompage photovoltaïque

1er Atelier Technique«Techniques culturales»

Praia (Cap-Vert), du 1er au 5 décembre 1997

2012

IntensIfIcatIon des cultures hortIcoles par l’applIcatIon de l’exhaure solaIre et de l’IrrIgatIon localIsée partim pompage photovoltaïque

3

Résumé

Ce guide technique présente les possibilités d’applications actuelles de l’électricité photovoltaïque pour l’exhaure de l’eau pour les besoins de la petite irrigation localisée. Il fournit les méthodes et les outils de base nécessaires à la réalisation des études techniques et économiques et au suivi et à l’évaluation des projets correspondants. Il a été préparé par Mr. Bernard Chabot (ADEME, France1), et il intègre les résultats des discussions et des travaux du premier atelier technique «Techniques culturales» qui s’est tenu du 1er au 5 décembre 1997 à Praia (Cap-Vert).

S’agissant d’une technologie encore souvent considérée comme nouvelle, les spécificités techniques et économiques de l’électricité photovoltaïque sont présentées en détail afin d’expliquer les particularités des projets d’irrigation utilisant des pompes solaires. Ces particularités tiennent tout d’abord à la mise en œuvre de principes et de solutions d’efficacité énergétique, tant au niveau de la consommation de l’eau et de sa répartition (optimisées par exemple par le recours à l’irrigation localisée à faible pression), qu’au niveau des composants et des systèmes photovoltaïques. Ces règles permettent ainsi de dimensionner et de choisir des systèmes optimisés en fonction des besoins à couvrir, de la ressource en eau, du gisement solaire et des conditions locales d’utilisation et de gestion. En effet, ces dernières peuvent aussi imposer des choix spécifiques de conception, d’installation, d’exploitation et d’entretien-maintenance.

De façon plus générale, les règles pour la conduite, la gestion et l’évaluation des projets et programmes d’irrigation solaire sont proposées, à la lumière des enseignements que l’on peut tirer des expériences passées et en cours. Ces projets et programmes doivent être basés sur une analyse économique comparative dont les méthodes et les outils sont détaillés. Cette analyse porte sur le coût de l’eau pompée et sa sensibilité à différents paramètres (Hmt, ensoleillement, coûts d’investissement et d’exploitation et d’entretien-maintenance...) ainsi que sur la rentabilité des projets en fonction des possibilités de valorisation économique de l’eau pompée.

Si cette analyse économique montre qu’une rentabilité directe des systèmes de pompage solaire pour la petite irrigation ne peut être obtenue qu’exceptionnellement vis-à-vis des groupes motopompes à moteurs thermiques, son intérêt est de pouvoir quantifier aisément la part des investissements et des dépenses d’exploitation et d’entretien-maintenance qui doivent être pris en compte par les pouvoirs publics et l’aide internationale pour obtenir une rentabilité minimale au niveau des usagers. Cette prise en charge peut se justifier par exemple au titre des actions en faveur du développement durable et de la réduction des émissions de gaz à effet de serre, actions qui sont déjà éligibles à des financements internationaux.

Dans l’optique de programmes décidés et cofinancés dans ce cadre, des modèles d’installations de pompage photovoltaïque pour l’irrigation des cultures horticoles en Afrique de l’ouest sont présentés et détaillés. Le premier concerne pour mémoire l’irrigation gravitaire par pompe solaire au fil du soleil. Deux autres concernent l’irrigation localisée spécifiquement optimisée pour pouvoir être couplée à moindre

1 ADEME, 500 route des Lucioles, 06560 Valbonne, France - Tél. (33) 4.93.95.79.00 - Fax (33) 4.93.65.31.96 - E-mail : [email protected]

RADHORT - PUBLICATIONS

4

coût au pompage solaire, soit via un réservoir de mise en charge alimenté par une pompe solaire au fil du soleil, soit directement par une pompe solaire avec batteries. Enfin un modèle hybride permettant une appropriation progressive des techniques innovantes que représentent en Afrique l’irrigation localisée et le pompage solaire est proposé. Ce dernier modèle combine une alimentation collective d’un bassin par une pompe solaire fonctionnant au fil du soleil et une reprise pour l’alimentation de petites parcelles en irrigation localisée standard par des petits groupes motopompes thermiques privés.

En synthèse, des zones cibles d’utilisation privilégiée de ces différents modèles de pompage sont proposées.


5

Table des matières

Résumé 3

1. INTRODUCTION 9

2. L’ELECTRICITE PHOTOVOLTAÏQUE : PRESENTATION GENERALE 11

2.1. Principales fonctions et caractéristiques des générateurs et systèmes photovoltaïques

11

2.2. Les composants de base d’un système photovoltaïque 14

2.3. Les applications photovoltaïques 19

2.4. Le dimensionnement des systèmes photovoltaïques 21

2.5. Coûts et rentabilité des systèmes photovoltaïques 22

3. LE POMPAGE PHOTOVOLTAÏQUE 25

3.1. Les applications du pompage photovoltaïque 25

3.2. Les systèmes de pompage photovoltaïque 27

3.3. Le dimensionnement des pompes photovoltaïques 28

3.4. Le fonctionnement des pompes photovoltaïques au fil du soleil 32

3.5. Le fonctionnement des pompes photovoltaïques sur atteries 33

3.6. Analyse du coût global actualisé du m3 pompé par une pompe photovoltaïque

34

3.7. Analyse de la rentabilité du pompage photovoltaïque pour l’irrigation

36

3.8. Comparaison avec le pompage par groupe motopompe thermique

41

4. LES SPECIFICITES DU POMPAGE PHOTOVOLTAÏQUE POUR L’IRRIGATION LOCALISEE

43

4.1. Considérations préliminaires et solutions possibles 43

4.2. Optimisation du profil piézométrique 44

5. MODELES POUR L’IRRIGATION LOCALISEE COUPLEE AU POMPAGE SOLAIRE

45

5.1. Rappel: modèle d’irrigation gravitaire par pompage photovoltaïque au fil du soleil

45

5.2. Modèle d’irrigation localisée à partir d’un réservoir de mise en charge alimenté au fil du soleil

47

5.3. Modèle d’irrigation localisée à partir d’une pompe solaire sur batteries

49

5.4. Modèle d’irrigation localisée hybride: pompe solaire au fil du soleil et groupes de reprise thermiques

51

6. SYNTHESE ET CONCLUSIONS 53


6

LISTE DES ANNExES

Annexe 1 : Bibliographie par thèmes 54

Annexe 2 : Glossaire, unités, constantes 56

Annexe 3 : Méthodes et outils pour l’analyse économique des projets 59

Annexe 4 : Le gisement solaire en Afrique de l’Ouest 61

Annexe 5 : Exemples d’analyse détaillée d’irrigations solaires gravitaire et localisées 74

LISTE DES FIGURES

Figure 1 : Schéma de principe d’un générateur photovoltaïque 12

Figure 2 : Coûts relatifs du kWh électrique produit par différentes filières 14

Figure 3 : Principe et caractéristiques des photopiles 16

Figure 4 : Coût Global Actualisé du kWh fourni par un générateur photovoltaïque sans batterie et avec onduleur

24

Figure 5 : Coût Global Actualisé du kWh fourni par un système photovoltaïque autonome avec batteries

25

Figure 6 : Zones d’utilisation de l’eau de pompage 26

Figure 7 : Zones d’utilisation des différents moyens de pompage 27

Figure 8 : Diagramme de dimensionnement d’un système de pompage au fil du soleil (Ei = 6 kWh/m2.jour)

30


31


31

Figure 11 : Courbes d’ensoleillement et de débit dans la journée 32

Figure 12 : Relation entre le débit instantané et l’ensoleillement 33

Figure 13 : Relation entre le cumul du débit pompé et le cumul de l’ensoleillement reçu dans le plan des modules au long de la journée

33

Figure 14 : Choix du temps et du débit de pompage pour un pompage sur batterie

34

Figure 15 : Ratio de coût RC pour une pompe photovoltaïque (actualisation à 8 % sur 10 ans)

35

Figure 16 : Ratio de coût RC pour une pompe photovoltaïque (actualisation à % sur 15 ans)

36

Figure 17 : Taux d’Enrichissement en Capital (TEC) d’un projet de pompage d’eau en fonction de Ei pour une Hmt = 11,5 m

38

Figure 18 : Taux d’Enrichissement en Capital (TEC) d’un projet de pompage d’eau en fonction de la Hmt à Ei = 6 kWh/m2.jour

38

Figure 19 : Diagramme réduit du Taux d’Enrichissement en Capital (TEC) d’un projet de pompage sur un site à Ei = 6 kWh/m2.jour

39


39


40

Figure 22 : Coût Global Actualisé du m3 pompé par un groupe motopompe thermique et comparaison avec un pompe solaire au fil du soleil

42

Figure 23 : Profil piézométrique d’un système de pompage 44


7

Figure 24 : Détermination des diamètres hydrauliques optimums pour les systèmes de pompage et d’irrigation conventionnels (Dc) et photovoltaïques (Dpv)

45

Figure 25 : Principe d’un système solaire de pompage gravitaire au fil du soleil 47

Figure 26 : Principe d’un système solaire d’irrigation localisée avec bassin de mise en charge

48

Figure 27 : Principe d’un système solaire d’irrigation localisée sur batteries 50

Figure 28 : Principe d’un système d’irrigation localisée hybride : pompage collectif au fil du soleil et reprise par des groupes motopompes thermiques individuels

52

Figure 29 : Zones cibles d’utilisation des modèles de pompage solaire pour l’irrigation gravitaire et localisée

53


9

1. INTRODUCTIONL’énergie solaire présente un certains nombre d’atouts pour couvrir les besoins d’énergie et de services énergétiques dans les zones rurales des pays d’Afrique de l’Ouest, notamment pour les besoins en eau d’irrigation :

∗ Les progrès techniques et économiques [2]1 dont ont bénéficié les énergies renouvelables ces deux dernières décennies ainsi que la sélection faite entre les filières pouvant déboucher sur des applications de terrain et celles qui relèvent encore de la recherche et du développement, font que des alternatives crédibles au recours aux énergies fossiles et de réseau sont maintenant possibles. Ceci est particulièrement vrai pour la conversion photovoltaïque de l’énergie solaire qui est passée en deux décennies du stade de la recherche et d’applications expérimentales à celui d’une industrie capable de proposer des produits et des services diversifiés et correspondant aussi bien à des besoins sociaux qu’à des marchés commerciaux. Dans le cas du pompage de l’eau, les progrès réalisés sur la filière photovoltaïque ont ainsi rendu inutile la poursuite des essais de développement de la filière solaire thermodynamique basse température dès le début des années 80, au point que lorsque l’on parle aujourd’hui de «pompes solaires», tout le monde sous-entend implicitement «pompes solaires photovoltaïques», comme on le fera par la suite dans ce guide.

∗ Le gisement solaire des pays de l'Afrique de l'Ouest est de très bonne qualité et la ressource correspondante est accessible partout, y compris dans les zones rurales où les sources d'énergies conventionnelles (points de stockage et de vente d'hydrocarbures et de gaz en bouteille, centrales et réseaux électriques de transport et de distribution) sont absentes ou trop éloignées. De plus, il y a une corrélation saisonnière "naturelle" entre les besoins d'irrigation et l'intensité du rayonnement solaire au sol.

∗Les applications de l'électricité photovoltaïque dans les zones rurales des pays en développement peuvent couvrir maintenant de façon fiable la plupart des services énergétiques de base : - Infrastructures pour les télécommunications: relais de télévision, téléphonie

rurale... - Electrification rurale décentralisée pour les besoins domestiques (éclairage,

radiocassettes, télévision) et les besoins communautaires (écoles, centres de santé, centres communs d'activité et de services...).

- Pompage de l'eau pour l'hydraulique villageoise, pastorale et la petite irrigation.

∗La plupart des pays de l'Afrique de l'ouest ont procédé à des expérimentations de tailles significatives des systèmes solaires pour couvrir des besoins dans les domaines de la santé, de l'éducation, de l'aménagement et du développement des zones rurales. Ils ont pu en tirer des enseignements non seulement techniques et économiques mais aussi organisationnels et sociologiques [5]. Cette acquisition de connaissances et de savoir-faire peut maintenant servir à de nouveaux projets et programmes dont la qualité sera améliorée, notamment en ce qui concerne l'adéquation aux attentes et aux possibilités économiques des utilisateurs et la mise en place des relais nécessaires pour la commercialisation, l'exploitation et l'entretien-maintenance des systèmes.

∗Alors qu'au début de la décennie 80 seuls des projets de démonstration expérimentaux et de taille limitée pouvaient être réalisés, on est en effet passé depuis à la notion de programmes pilotes de tailles conséquentes. C'est le cas par exemple du "PRS" (Programme Régional Solaire) ayant débouché dans les pays du CILSS à l'installation de 630 pompes solaires photovoltaïques et de 660 systèmes

1 Les références bibliographiques figurent dans l’ANNEXE 1 : “Bibliographie par thèmes”.


10

communautaires pour l'éclairage et le froid, apportant ainsi l'eau et l'énergie à plus de 900 000 ruraux [15], [20]. Un petit nombre de ces systèmes concernent d'ailleurs l'irrigation. Dans le cas de l'électrification rurale décentralisée basée sur les énergies renouvelables, la question à l'ordre du jour est maintenant celle du "changement d'échelle" [3], [4] devant permettre aux différents pays concernés d'acquérir les capacités pour l'introduire dans les programmes institutionnels d'électrification rurale, avec ses diverses composantes : besoins domestiques (dont l'adduction d'eau), besoins communautaires et besoins productifs, y compris les besoins en eau d'irrigation.

Cependant, le recours à l'énergie solaire reste encore limité du fait de contraintes externes ou qui lui sont propres :

∗Les solutions concurrentes ont aussi bénéficié de progrès techniques et économiques et d'une diffusion à plus grande échelle. C'est le cas notamment des petits groupes motopompes à moteurs thermiques pour l'irrigation privée, qui de plus bénéficient d'un prix des énergies fossiles toujours bas, et dans certains cas de tarifs péréqués, voire subventionnés ou détaxés.

∗Malgré des baisses de prix sensibles, les systèmes photovoltaïques restent d'un coût d'investissement élevé. Même si le coût du kWh ou du service énergétique qui en résulte (comme le coût du m3 pompé) peut être compétitif dans certains cas, sa structure (typiquement 80 à 90 % pour la part investissement et 10 à 20 % pour la part exploitation et entretien-maintenance) est complètement différente de celle des solutions conventionnelles, comme celle des groupes motopompes thermiques (typiquement 20 à 50 % pour la part investissement et 50 à 80% pour la part exploitation et entretien-maintenance). En l’absence de possibilités de financements simples et accessibles permettant de limiter l’apport financier initial, les utilisateurs potentiels auront naturellement tendance à privilégier les solutions les moins gourmandes en investissement initial.

∗Les infrastructures et les réseaux nécessaires à la vulgarisation des solutions photovoltaïques n'existent pas encore de façon systématique et opérationnelle dans les pays et les zones rurales concernées. Ceci concerne aussi bien les opérateurs privés (bureaux d'études, industriels, points de vente, représentants locaux et régionaux, ateliers et équipes pour l'après-vente, le dépannage et les réparations) que ceux qui relèvent du secteur public et parapublic: enseignement professionnel, centres techniques spécialisés sur les énergies renouvelables, établissements financiers de crédit aux agriculteurs et aux coopératives, ministères et agences chargés du développement et de la promotion des applications de l'énergie solaire dans les différents secteurs économiques (développement rural, ressources en eau et en énergie, agriculture...).

Compte tenu des avantages qualitatifs des systèmes de pompage photovoltaïques qui seront abordés dans ce guide et de la nécessité de définir, de mettre au point et de vulgariser à grande échelle dans le futur des solutions d'irrigation respectueuses de l'environnement, économes en ressources en eau et en énergie et adaptées aux zones rurales des pays en développement, ce guide ne se borne pas à décrire de façon figée les solutions existantes de pompage solaire pour l'irrigation et l'irrigation localisée, mais il présente de façon détaillée les paramètres qui influent sur les caractéristiques techniques et économiques des systèmes correspondants, de façon à pouvoir les optimiser aussi bien dans leurs configurations actuelles que dans celles qui pourront être disponibles à court et moyen terme.

A cet effet, et dans la mesure du possible, des outils simples (formules utilisant des ratios, abaques, graphiques...) sont fournis pour que l'usager puisse déterminer


11

rapidement un système correspondant à ses besoins ainsi que son coût et le coût du service correspondant.

Certains de ces outils permettent de déterminer directement la rentabilité d'un projet de pompage en prenant comme paramètre principal la valorisation économique du mètre cube d'eau pompée (sous forme de tarif de vente ou de coût évité). Cette approche, complémentaire de l'approche classique basée sur le calcul détaillé des valeurs actuelles nettes de projets particuliers, a l'intérêt de permettre de déterminer rapidement les conditions d'aides à l'investissement et à l'exploitation qui sont nécessaires pour rendre le pompage photovoltaïque accessible à ses usagers potentiels. En effet, sans anticiper sur les conclusions à venir, et au vu de l'absence à ce jour d'un marché commercial significatif des systèmes photovoltaïques d'irrigation dans les pays en développement, il est évident que cette technologie devra bénéficier pour un certain temps d'aides des pouvoirs publics et de programmes internationaux pour pouvoir être testée à une échelle suffisante et pour pouvoir prouver ses avantages pour l'environnement local et planétaire, l'indépendance énergétique et le développement économique local et régional.

A ce titre, ce moyen d'irrigation innovant, utilisant des ressources énergétiques locales et n'émettant pas de gaz à effet de serre relève pleinement des technologies qui sont éligibles à des programmes et des financements spécifiques comme le Fonds pour l'Environnement Mondial (plus connu sous son acronyme anglo-saxon "GEF") des Nations Unies et géré par la Banque Mondiale. Des programmes d'électrification rurale photovoltaïque décentralisée ont déjà été retenus dans ce cadre. Ils ont d'abord été axés sur la satisfaction des besoins domestiques. Leur extension à la couverture des besoins productifs en zones rurales, et en tout premier lieu à celui de la petite irrigation des cultures, serait une évolution logique, et ce d'autant plus que les besoins d'irrigation étant limités dans le temps, la valorisation des générateurs des pompes photovoltaïques pour d'autres usages en dehors des périodes de pompage est souhaitable et possible.

2. L’ELECTRICITE PHOTOVOLTAÏQUE: PRESENTATION GENERALE

2.1. Principales fonctions et caractéristiques des générateurs et systèmes photovoltaïquesLa figure 1 ci-dessous résume le schéma de principe d’un générateur photovoltaïque, qui avec les récepteurs spécifiques qui lui sont associés forme un «système photovoltaïque» :


12

Figure 1 : Schéma de principe d’un générateur photovoltaïque.

Les principales fonctions assurées par un système photovoltaïque sont les suivantes :

−La transformation de la lumière en électricité, sous forme de courant continu, par les photopiles (ou "cellules") associées entre elles pour former des "modules photovoltaïques", qui peuvent être assemblés en "panneaux photovoltaïques", eux mêmes regroupés en "champs et sous-champs de modules", la totalité des modules représentant le "champ photovoltaïque".

−Le stockage de l'électricité produite et la régulation de charge et décharge du parc de stockage correspondant (éléments d'accumulateurs électrochimiques regroupés en batteries).

−L'utilisation de l'électricité :∗Conditionnement sous forme de courant continu ou de courant alternatif.∗Distribution : protection des matériels et des usagers, automatismes...∗Transformation en énergie finale (lumière, force motrice...) dans des récepteurs

"banalisés" ou spécifiquement étudiés pour un usage "photovoltaïque": lampes


13

basse consommation en courant continu, réfrigérateur super isolé alimenté en courant continu, groupe motopompe "photovoltaïque"...

Les principales caractéristiques des générateurs photovoltaïques sont les suivantes :

−Utilisation d'une source d'énergie gratuite, inépuisable et bien répartie : le rayonnement solaire, aussi bien direct que diffus (cf. en ANNEXE 4, l'analyse du gisement solaire utilisable pour les besoins de pompage photovoltaïque en Afrique de l'Ouest).

−Fonctionnement statique, sans recours à des fluides sous pression et à haute température, sans pièces tournantes, donc sans usure et sans bruit.

−Absence de rejets polluants et de déchets, et recyclage facile en fin de vie.−Modularité, "du Watt au Mégawatt".−Simplicité de conception, de dimensionnement, d'installation et d'entretien-

maintenance.−Intégration paysagère et architecturale aisée.

Au vu de ces avantages, on peut se demander pourquoi cette filière d'énergie renouvelable donnant directement accès à la forme la plus noble et la plus souple d'énergie, à savoir l'électricité, n'est pas plus développée.

La principale raison de ceci réside dans le coût de l'investissement initial et du kWh produit. La figure 2 résume la place des différentes filières de production d’électricité et l’on voit que si l’électricité photovoltaïque est complètement rentable par rapport aux piles sèches et à la recharge de batteries, elle n’est que partiellement rentable devant l’électricité décentralisée produite par les petits diesels, et ce n’est qu’à long terme (au-delà de 2010) qu’elle sera rentable vis-à-vis des centrales électriques classiques fonctionnant en pointe. Mais les marchés potentiels correspondant à ces cas de rentabilité de l’électricité photovoltaïque vis-à-vis de l’électricité produite par des petits diesels, ou distribuée par création et extension de lignes en zones rurales à faible densité de population sont énormes: plus de deux milliards d’habitants n’ont pas accès à l’électricité, principalement dans les zones rurales des pays en développement.


14

Figure 2 : Coûts relatifs du kWh électrique produit par différentes filières. Source : références [2], [4]

2.2. Les composants de base d’un système photovoltaïque

2.2.1. Les photopiles (ou «cellules solaires») : elles transforment la lumière en électricité sous forme de courant continu. La figure 3 indique leur constitution et leurs caractéristiques typiques de fonctionnement.


15

Différentes filières de photopiles sont industrialisées. La filière basée sur le silicium cristallin (monocristallin ou multicristallin) permet les rendements de conversion les plus élevés (jusqu’à 23% en laboratoire, de 12 à 15 % en fabrication industrielle). La filière silicium amorphe présente des rendements inférieurs (13% en laboratoire, 5 à 8% en fabrication industrielle). Elle est actuellement plutôt réservée aux applications de petite puissance où elle présente des avantages spécifiques.

2.2.2. Les modules photovoltaïquesLes photopiles doivent être protégées des agressions de l’environnement (chaleur et humidité pouvant produire des corrosions des contacts électriques, chocs...). Pour cela elles sont encapsulées et interconnectées électriquement en série entre elles dans des modules photovoltaïques. Ceux-ci sont équipés d’une boîte de jonction qui permet une interconnexion aisée et fiable des modules entre eux. Des diodes de protection by-pass sont intégrées dans ce boîtier pour protéger les cellules contre les courants inverses qui pourraient se produire lorsqu’une cellule est partiellement ou totalement à l’ombre (phénomène de «point chaud»). Dans le cas d’une connexion en série, les tensions des modules s’ajoutent, pour une connexion en parallèle, ce sont les intensités.

Les caractéristiques électriques des modules sont définies par des jeux de courbes tension/courant (dites I/V) :

∗A température de jonction de cellule Tj = 15°C pour différents ensoleillements : 500, 800 et 1000 W/m2.

∗A 800 W/m2 et pour différentes températures de jonction de cellule : 25, 45 et 60 °C.

Aux conditions d’essai de référence (1000 W/m2, Tj = 15 °C, air mass 1,5), la puissance maximale délivrée par le module est appelée la «puissance crête», exprimée en «Watt crête» (Wc). Les modules commercialisés ont des puissances crêtes autour de 50 Wc, mais des modules de puissance crête de 10 à 100 Wc, voire plus, sont disponibles sur le marché. En général, les modules sont optimisés pour pouvoir charger des batteries plomb-acide de 12 Volts. C’est cette tension qui est assimilée à leur tension nominale.

Il est à noter que la puissance délivrée par un module sera en général inférieure à sa puissance crête, du fait en particulier que son rendement chute d’environ 0,3 % par °C d’élévation de température par rapport aux conditions de référence. Par ailleurs, un ensoleillement de 1000 W/m2 est exceptionnel. Même en Afrique de l’ouest, le maximum de rayonnement en milieu de journée est plutôt de l’ordre de 800 à 900 W/m2, du fait de la présence d’une composante importante du rayonnement diffus.

Le prix des modules est souvent exprimé en $/Wc, typiquement 5 à 6 $/Wc HT, pour des modules achetés en quantité, mais il faut se garder d’assimiler ce coût à celui d’un système photovoltaïque installé!

Les modules photovoltaïques ont une durée de vie qui peut dépasser 20 ans, et les constructeurs proposent couramment des garanties portant sur 5 à 10 ans. Pour obtenir cette durée de vie, il faut que les modules soient montés correctement, (pente minimale de 10 degrés pour l’évacuation de l’eau, ventilation de la face arrière pour éviter au maximum leur échauffement, absence de contraintes mécaniques et de possibilité de couples électrochimiques entre le cadre et les supports, mise à la terre des cadres et des châssis...) et qu’un minimum de précautions soient prises lors de l’exploitation : nettoyage régulier, élimination des ombrages parasites, vérification des connexions électriques et du câblage au moins une fois par an.


16

Figure 3 : Principe et caractéristiques électriques des photopiles.Source : [14]

2.2.3. Les batteriesPour assurer le service prévu même en cas de mauvais ensoleillement ou la nuit, il faut pouvoir stocker l’énergie produite. L’électricité ne peut être stockée que dans des accumulateurs électrochimiques, dont les éléments interconnectés électriquement en série et en parallèle et regroupés en batteries forment le parc de stockage. Dans le cas du pompage de l’eau, on peut stocker directement celle-ci dans un réservoir. Le système photovoltaïque peut alors se passer de stockage de l’électricité : il fonctionne «au fil du soleil». Dans certains cas d’irrigation par


17

bassin ou à la raie, on peut même «stocker» directement l’eau dans le sol à l’endroit concerné par l’arrosage, la fonction «stockage» n’a même plus besoin d’être prévu dans le système de pompage lui même.

Les batteries utilisées en photovoltaïque sont de deux types :−Les batteries plomb-acide : elles sont du type stationnaire à grande réserve

d'électrolyte (eau distillée et acide sulfurique) pour celles de plus grande fiabilité (jusqu'à 7 ans de durée de vie). Des modèles à moindre quantité de plomb par unité d'énergie stockée et à électrolyte gélifié sont aussi utilisés, mais leur durée de vie est inférieure (typiquement 3 à 5 ans). Quant aux batteries de démarrage (batteries de camions ou d'automobiles), leur utilisation n'est pas recommandée en photovoltaïque car leur aptitude au cyclage de charge-décharge est insuffisante et mènerait à une durée de vie trop courte (moins de 2 ou 3 ans).

−Les batteries nickel-cadmium: elles sont réservées aux applications de petite puissance, comme les appareils portables (par exemple des lampes photovoltaïques rechargeables avec un petit module).

Du fait de cette durée de vie limitée, les batteries sont le maillon faible des générateurs photovoltaïques. Aussi toutes les précautions doivent être prises pour leur permettre de fonctionner de façon optimale. C'est en particulier le rôle du régulateur de charge et de décharge qui évitera les surcharges des batteries (en stoppant la charge avant que n'intervienne un phénomène d'électrolyse de l'électrolyte) et les décharges profondes (au-delà de 70 à 80 % de décharge pour les batteries plomb-acide) qui les endommageraient irréversiblement. Des charges forcées périodiques (plusieurs fois par an) pour homogénéiser la densité de l'électrolyte sont recommandées, ainsi qu'au moins une visite d'entretien-maintenance pour vérifier en particulier le niveau de l'électrolyte et procéder à l'apport d'eau distillée nécessaire.

La solution la meilleure est évidemment de se passer des batteries chaque fois que cela est possible. Ce principe est en particulier recommandé dans le cas du pompage photovoltaïque, avec la solution de "pompage de l'eau au fil du soleil" et stockage de l'eau pour irrigation gravitaire ou localisée qui sera détaillée plus loin.

2.2.4. Appareils de transformation et de conditionnement de l’énergie Certaines applications et certains appareils peuvent utiliser directement le courant continu du générateur photovoltaïque. C’est le cas par exemple des moteurs à courant continu pour entraîner un ventilateur isolé ou une pompe au fil du soleil. Mais dans la plupart des cas, en particulier pour les applications à l’habitat en sites isolés, la tension du générateur photovoltaïque est fixée par la tension des batteries, normalisée par exemple dans le cas des applications à l’électrification rurale décentralisée à :

∗12 Volts pour les petits systèmes (1 à 4 modules, soit typiquement 50 à 200 Wc) ;∗24 Volts pour les systèmes de 200 à 2000 Wc.

Certains appareils nécessitent une alimentation en courant alternatif 50 ou 60 Hertz. On les alimente alors par un onduleur, branché sur les batteries et qui alimente soit un seul appareil, soit un réseau de distribution en courant alternatif avec les prises électriques correspondantes.

Dans le cas du pompage au fil du soleil, et lorsque l'on utilise des moteurs à courant alternatif, il faut aussi utiliser un onduleur. Compte tenu de l'absence de batteries et pour optimiser le rendement du système, cet onduleur fonctionne à fréquence variable. On peut lui adjoindre un dispositif dit de "suivi de puissance maximale" qui permet un fonctionnement de façon continue au plus près du point de fonctionnement optimum du champ de modules.


18

2.2.5. Les récepteursUn système photovoltaïque en site isolé ne s’arrête pas aux bornes du générateur ou aux prises de distribution du courant électrique : il est absolument nécessaire de prévoir des appareils étudiés spécifiquement pour les applications photovoltaïques. En effet, comme on le verra plus loin, l’électricité photovoltaïque est encore chère au niveau des investissements initiaux et au niveau du coût du kWh produit. Il est donc indispensable de l’utiliser de façon sobre et efficace :

−Son usage doit être réservé aux applications nobles et spécifiques de l'électricité : éclairage, force motrice (moteurs pour des pompes ou des groupes de production de froid...), acquisition, traitement et transmission de l'information: radio, télévision... La couverture des besoins thermiques (climatisation, chauffage) ne peut être assurée par le photovoltaïque, mais cela n'est pas rédhibitoire puisque d'autres sources d'énergies renouvelables sont mieux adaptées à ces usages, comme dans le cas de la biomasse ou du solaire thermique basse température.

−On choisira des chaînes énergétiques courtes, en évitant au maximum les transformations et le stockage de l'énergie, qui se traduisent toujours par des pertes. Dans le cas du pompage, on essaiera donc de privilégier le pompage au fil du soleil chaque fois que cela est possible.

−On choisira des procédés à haut rendement et économes en énergie pour couvrir le service final visé. Dans le cas du pompage pour l'irrigation, cela doit mener à éliminer l'irrigation par aspersion, trop gourmande en énergie, et à privilégier les procédés économes en eau et à faible pression de distribution, dont l'irrigation localisée optimisée. Dans tous les cas de pompage, on veillera à éviter les châteaux d'eau à grande hauteur (en privilégiant par exemple des bornes fontaines à siphon pour l'hydraulique villageoise) et à réduire autant que possible les pertes de charge.

−On choisira des appareils à haut rendement, qui permettent de diminuer fortement les consommations d'électricité pour un même service rendu. Un exemple typique est celui de l'éclairage : les lampes à fluorescence consomment 5 fois moins d'électricité que les lampes à incandescence pour la même quantité de lumière fournie et le même confort visuel (leurs efficacités sont respectivement de 50 à 70 lumen/Watt au lieu de 10 à 15). Dans le cas du pompage de l'eau, on utilisera le plus possible des moteurs et des pompes à haut rendement.

L'application de ces principes peut amener à des surcoûts apparents par rapport à des équipements utilisés de façon courante avec les sources centralisées d'énergie conventionnelles, mais en sites isolés où seule la solution photovoltaïque est souvent envisageable, elle conduit à un coût total de production et d'utilisation de l'énergie qui est le plus bas possible.

2.2.6. Automatismes, sécurités, contrôle-commandeCertains automatismes sont indispensables, comme par exemple la détection de manque d’eau dans le cas du pompage. On citera aussi pour mémoire le rôle du régulateur de charge et décharge du parc de stockage, qui peut aussi regrouper des fonctions d’alarme et de sécurité ainsi que les fonctions d’information et de dialogue avec l’exploitant ou l’usager (état de charge des batteries, ordres de charge forcée des batteries, voyants et boutons d’alarme et de sécurité).

Les dispositifs de sécurité du matériel et du personnel comprennent les sectionneurs pour pouvoir intervenir sur le champ photovoltaïque et les batteries, les fusibles et dispositifs de protection contre les surtensions (coups de foudres directs et indirects) associés à une mise à la terre commune de tous les châssis et coffrets métalliques. Les batteries requièrent des précautions spécifiques de sécurité compte tenu des dangers présentés par l’électrolyte : regroupement dans un coffre


19

à batteries ventilé à fermeture de sécurité, local spécifique ventilé pour les parcs importants, consignes de sécurité et équipements (gants, tablier, rince-œil) pour la manipulation de l’électrolyte...

Comme pour les autres générateurs d’énergie, on regroupe le plus possible les appareils dans des armoires électriques présentant une bonne protection vis-à-vis du climat et des agressions (insectes, rongeurs, pluie, poussière, humidité...). Les fonctions de régulation, de contrôle-commande, d’interface avec l’exploitant et les usagers, de mesure, de stockage, de traitement et de transmission des données sont de plus en plus assurées par un microprocesseur, qui peut par exemple être intégré dans le régulateur de charge-décharge, ou dans un onduleur. On peut même intégrer des fonctions de gestion de l’énergie et des services fournis en relation avec les usagers, l’exploitant local et le gestionnaire d’un parc de systèmes photovoltaïques : c’est le concept de pré-paiement appliqué par exemple aux systèmes d’électrification décentralisée, et transposable aussi à la fourniture d’eau.

2.3. Les applications photovoltaïques On peut classer les applications photovoltaïques suivant différents critères :

a) Générateurs photovoltaïques en sites isolés ou raccordés au réseau électrique général :

Seul le premier type présente un intérêt pour l’électrification rurale décentralisée et le pompage de l’eau d’adduction ou d’irrigation.

b) Générateur photovoltaïque autonome ou hybride : Le premier type de générateur assure la totalité des besoins sur l’année, le second

possède un générateur d’appoint ou de complément (en général un petit groupe électrogène diesel ou à essence), qui assurera une partie des besoins dans les périodes de faible ensoleillement pendant lesquelles les besoins à couvrir sont les plus importants (cas de l’habitat aux latitudes moyennes et élevées en hiver). Le choix d’un générateur hybride associant plusieurs sources d’énergies renouvelables complémentaires (par exemple photovoltaïque et énergie éolienne) peut paraître séduisant mais l’expérience a prouvé que cette solution est difficile à mettre en œuvre et coûteuse.

Dans le cas du pompage, le générateur photovoltaïque est en général dimensionné et prévu pour assurer la totalité des besoins, mais par sécurité, un groupe électrogène de secours peut parfois être souhaitable pour assurer la continuité du service rendu ou pour assurer des besoins exceptionnels.

c) Générateur photovoltaïque spécialisé ou multi-usagers :Le premier type de générateur est prévu pour couvrir les besoins d’un usager

ou d’une application spécifique bien définie : kit photovoltaïque familial pour l’électrification rurale décentralisée, pompe photovoltaïque d’hydraulique villageoise ou d’irrigation, etc...

Le second cas correspond au concept de «centrale photovoltaïque villageoise» et requiert une gestion et une distribution centralisée de l’électricité, soit sous forme d’un réseau de distribution basse tension (sous forme de courant alternatif basse tension, certaines expérimentations étant en cours en courant continu), soit sous forme de recharge de batteries et de lampes solaires portables.

Pour éviter les problèmes de répartition de l’énergie, de tarification et de gestion, la première solution est largement préférable, y compris pour les pompes solaires. Cependant, dans ce dernier cas, comme les besoins en eau ne sont pas forcément constants, surtout dans le cas de l’irrigation, il peut y avoir des périodes où le générateur de la pompe photovoltaïque est sous-employé. Il est donc recommandé,


20

dès le stade des études d’avant-projet, d’examiner si un usage complémentaire de l’électricité du générateur de la pompe peut être prévu, par exemple pour recharger des batteries ou des lampes, pour alimenter un petit moulin mécanique ou un bâtiment public.

d) Générateur et systèmes photovoltaïque privés ou publics, gestion centralisée ou décentralisée :

La modularité des générateurs photovoltaïques et la variété des applications font que ces deux solutions sont envisageables, tout comme des solutions mixtes.

La propriété privée peut se concevoir, par exemple pour des applications familiales de petite taille (kits photovoltaïques, lampes rechargeables). Compte tenu du coût d’investissement initial, elle est peu praticable pour des équipements de taille plus conséquente comme les pompes d’adduction d’eau et d’irrigation. Dans tous les cas, une implication préalable des usagers potentiels est de toute façon indispensable pour assurer le succès des projets. Dans le cas du pompage, cette implication aura déjà dû se traduire par l’existence et la bonne gestion d’un comité local de gestion de l’eau et/ou des périmètres cultivés et des moyens collectifs d’exploitation, de récolte, de stockage et de valorisation des cultures.

La participation des usagers doit comporter deux volets :∗Une participation aux coûts d'investissements, même si elle est minoritaire (5 à

20 % par exemple) : elle facilite le sentiment "d'appropriation" des équipements et la motivation pour en prendre soin, via l'exploitation, l'entretien-maintenance et le gardiennage. Cette participation peut bien sûr inclure des travaux réalisés par les usagers: infrastructures de génie civil, clôtures, distribution de l'eau...

∗Une participation pour couvrir une part majoritaire, voire totale, des coûts d'exploitation et d'entretien-maintenance. C'est une condition indispensable pour pouvoir assurer la pérennité des équipements et des services rendus. Les structures locales décentralisées sont les mieux à même de pouvoir assurer l'information et la motivation des usagers pour qu'ils cotisent de façon régulière. Dans le cas du pompage, les solutions sont diverses: paiement au forfait ou au volume réellement consommé, ou encore au tour d'eau et/ou à la surface irriguée...

Cette recommandation de permettre au maximum une gestion décentralisée des équipements et des services rendus, ne doit pas laisser penser que les pouvoirs publics n'ont pas de rôle à jouer. Leur implication est au contraire fondamentale pour faciliter le recours à cette source d'énergie décentralisée, notamment pour les points suivants:

∗Politique fiscale et financière : droits de douane et taxes réduits pour les équipements solaires, accès à des prêts à taux bonifiés (comme par exemple pour les semences, certains équipements agricoles, voire pour la réalisation des travaux d'électrification rurale conventionnelle).

∗Création d'infrastructures nationales et régionales pour l'appui aux projets et aux programmes, des études préalables à la réalisation, à l'exploitation et à l'entretien-maintenance et enfin à l'évaluation.

∗Information et formation des usagers et des professionnels.∗Appui aux coopératives, aux comités de gestion et d'usagers par le biais de la

formation, de l'encadrement.∗Directives et recommandations aux ministères et agences nationales pour

identifier des volets d'actions "photovoltaïques" dans les aménagements et les équipements dont ils ont la charge : santé (électrification de dispensaires de brousse), eau (hydraulique villageoise, pastorale et irrigation), éducation (éclairage des écoles, télévision communautaire), aménagement rural (électrification rurale), télécommunications, etc...


21

2.4. Le dimensionnement des systèmes photovoltaïques

2.4.1. Analyse et optimisation des besoinsCette étape peut paraître triviale, mais elle est au contraire la plus importante, compte tenu de la nécessité d’appliquer les principes évoqués ci-dessus d’utilisation sobre et efficace de l’énergie.

Elle doit aboutir à déterminer les besoins en énergie, sous forme de besoins quotidiens moyens Ej (en kWh/jour), avec, dans le cas où ils ne sont pas constants, leur variation mensuelle.

2.4.2. Analyse du gisement solaire localLe paramètre nécessaire et suffisant est le rayonnement solaire total journalier moyen mensuel Ei (en kWh/m2.jour) dans le plan des modules. Il se détermine à partir du rayonnement global (total du rayonnement direct et du rayonnement diffus sur un plan horizontal) et de l’inclinaison des modules (au minimum 10 degrés pour permettre l’évacuation de l’eau de pluie et un minimum de nettoyage naturel), orientés vers l’équateur.

L’ANNEXE 4 relative au gisement solaire donne des exemples de valeurs moyennes mensuelles et annuelles de Ei correspondant à des climats types de la région d’Afrique de l’Ouest et pour différentes inclinaisons.

2.4.3. Choix de la période de référence pour le dimensionnementCette période sera le mois où le rapport entre les besoins et la ressource solaire est le plus défavorable. Dans le cas du pompage de l’eau pour l’irrigation, c’est souvent et heureusement la période la plus ensoleillée qui nécessite le maximum d’eau. On tiendra compte aussi des variations mensuelles éventuelles de la Hmt.

L’optimisation de l’inclinaison des modules doit bien sûr intervenir dans la détermination de la période de référence et de la valeur correspondante de Ei.

2.4.4. Dimensionnement du champ de modules (cas général)Le générateur photovoltaïque sera caractérisé par sa puissance crête Pc, définie comme étant la somme des puissances crêtes des modules.

À un instant donné, la puissance P fournie par le générateur photovoltaïque de surface de captation active S et de rendement de conversion énergétique correspondant R sous un éclairement énergétique global dans le plan des modules G est :

P = R.S.G {1}

Appliquée aux conditions de référence, et par définition de la puissance crête, cette relation devient :

Pc = Rref.S.Gref,

Rref étant le rendement de conversion aux conditions de référence.

Donc : P/Pc = (R/Rref) . (G/Gref) {2}

L’énergie joumalière Ej, produite par le générateur photovoltaïque du lever au coucher du soleil sera égale à :

Ej = Σ (P.dt), (dt définissant un pas de temps suffisamment fin par rapport aux variations de l’éclairement énergétique), soit, d’après {2} :

Ej = (Pc / Gref ) Σ(R/Rref).G.dt


22

Soit, en définissant un rendement énergétique de conversion moyen équivalent Rm, et par définition de Ei (cf. § 2.4.2 ci-dessus) :

Ej = (Pc/Gref) (Rm/Rref).EiPour une application et un système donnés, le ratio Rm/Rref peut être considéré

comme constant d’une journée à l’autre. Il définit le coefficient de productivité moyen Kp :

Kp = Rm/Rref {3}

L’énergie électrique journalière Ej produite par le générateur photovoltaïque (batteries éventuelles comprises) sera donc égale à :

Ej = (Kp.Pc.Ei)/Gref (avec Gref = 1000 W/m2).

Soit, en exprimant Ej en kwh/j, Ei en kWh/m2.jour, Pc en kWc et G en kW/m2 (soit G = 1 kW/m2) :

Pour les applications en sites isolés en climat chaud, Kp est typiquement comprise entre 0,5 et 0,55 pour les systèmes photovoltaïques autonomes avec batteries et entre 0,7 et 0,8 pour les systèmes sans batterie.

2.5. Coûts et rentabilité des systèmes photovoltaïques

2.5.1. Coûts types des matériels, des projets, des programmesLa structure des coûts des projets photovoltaïques mène à prendre en compte pour les coûts d’investissements :

∗Les coûts d'études de faisabilité, d'avant-projets sommaires et détaillés.∗Les coûts d'approvisionnement des matériels : coûts sortie usine, plus coûts de

transport international et local.∗Les coûts d'installation, de mise en route et de réception sur site. On doit inclure

dans ces coûts l'information et la formation des usagers et des exploitants locaux.∗Les taxes et droits de douane éventuels.

Les coûts d'exploitation et d'entretien-maintenance sont à prévoir et à déterminer dès le début des projets, ainsi que leur répartition entre le maître d'ouvrage (en général le propriétaire de l'installation), l'exploitant et les usagers finaux.

Faire l'impasse sur ces coûts et les financements correspondants ne peut mener qu'à l'échec des projets: le photovoltaïque est une technologie fiable, mais comme tous les objets techniques installés en zones isolées, il est nécessaire de prévoir au minimum une visite annuelle d'entretien et de maintenance, ainsi qu'un stock de pièces détachées: petites pièces d'usage courant sur place, stock de pièces plus coûteuses (cartes électroniques d'onduleur, moteurs de rechange, hydrauliques de pompes, modules...) à la base logistique de l'exploitant.

Le montant annuel moyen Dem de ces coûts d’exploitation et d’entretien-maintenance (en intégrant les provisions pour grosses réparations et changement du groupe motopompe typiquement tous les 5 à 7 ans) représente un pourcentage Kem d’environ 2 à 4 % du coût de l’investissement initial I. Ce dernier est souvent ramené au Wc, compte tenu de l’effet d’échelle limité en photovoltaïque (coût très peu variable en fonction de la puissance).

Ej = Kp.Pc.Ei {4}


23

Le coût unitaire d’investissement Iu = I/Pc (en $/Wc) pour les systèmes de pompage au fil du soleil installés en zones rurales isolées est compris entre 15 et 20 $/Wc (hors coût des forages, des châteaux d’eau et de la distribution de l’eau).

Lorsque l’on passe de la notion de projet unitaire ou concernant un petit nombre d’installations, à des programmes à grande échelle, ce qui est tout à fait à l’ordre du jour dans le cadre des programmes de développement des zones rurales, deux facteurs supplémentaires entrent en ligne de compte :

−L'augmentation des séries permet de mieux répartir les coûts fixes d'étude, de logistique et de gestion des projets et de bénéficier de prix plus bas de la part des fournisseurs mis en concurrence pour des volumes d'affaires plus intéressants pour eux. Au final, les coûts installés peuvent donc être dans le bas de la fourchette citée ci-dessus.

−Le passage à des programmes de taille significative impose des "coûts d'apprentissage" et de création d'infrastructures d'accompagnement des projets qui ne doivent pas être sous-estimés : formation des pro fessionnels et des usagers, création de structures industrielles et commerciales pour la vente et l'après-vente, l'installation, l'exploitation et l'entretien-maintenance des systèmes photovoltaïques. Outre la part de ces surcoûts qui peut être prise en charge par les pouvoirs publics, des instruments financiers spécialisés comme le "GEF" (Fond mondial pour l'Environnement des Nations Unies géré par la banque mondiale) peuvent prendre en charge tout ou partie de ces surcoûts au titre du développement et de la lutte contre le renforcement de l'effet de serre et le réchauffement du climat.

2.5.2. Le coût de l’électricité photovoltaïqueLe coût global actualisé (CGA) du kWh photovoltaïque s’obtient en actualisant les coûts initiaux et récurrents du projet à un taux d’actualisation réel t sur la durée d’observation de n années (n doit être bien sûr inférieur à la durée de vie probable du système considéré) et en divisant leur somme par la somme des énergies annuelles actualisées sur la période d’observation [13].

Tous calculs faits et en utilisant le ratio de coût unitaire d’investissement Iu = I/Pc, le ratio de coût d’exploitation et d’entretien-maintenance Kem = Dem/I et le coefficient d’actualisation Ka = t (1+t)n/(((1+t)n)-1), le CGA

est :Eia est l’irradiation solaire totale annuelle dans le plan des modules, soit 365.

Eim, Eim étant dans ce cas l’irradiation totale journalière moyenne sur l’année dans le plan des modules.

Cette formule permet d’aboutir à la figure 4 ci-dessous, tracée pour une actualisation à 8 % sur 20 ans et qui donne directement le CGA d’un générateur photovoltaïque sans batterie relié au réseau. On remarquera que même dans le cas de pays bien ensoleillés (Eia = 2 000 kWh/m2.an) et pour un coût de seulement 8 $/Wc (correspondant aux coûts les plus bas actuels pour ce type d’applications), le CGA du kWh est de 0,65 $, ce qui confirme que la rentabilité de l’électricité photovoltaïque ne peut pas être actuellement obtenue vis-à-vis des moyens centralisés de production d’électricité.

CGA = Iu (Ka + Kem) / Nh {5}, avec Nh = Kp.Eia


24

Figure 4 : Coût Global actualisé du kWh fourni par un générateur photovoltaïque sans batterie et avec onduleur.

La figure 5 ci-dessous est relative aux systèmes photovoltaïques autonomes avec batteries. Ces dernières renchérissent le coût d’investissement initial et les dépenses annuelles d’exploitation et d’entretien-maintenance qui doivent impérativement inclure une provision pour le remplacement des batteries tous les 5 à 7 ans. Typiquement, le coût d’investissement initial de ce type de systèmes en sites isolés est actuellement de 18 à 30 $/Wc, voire plus dans certains cas : petits systèmes en sites difficiles d’accès, autonomie et fiabilité très importantes (cas des systèmes pour les télécommunications). Le ratio de coût d’exploitation et d’entretien-maintenance est typiquement de 3 à 6 % (au lieu de 2 % dans le cas précédent) du fait du coût de la maintenance en sites isolés et des provisions pour le remplacement des batteries. Pour un générateur de 20 $/Wc, on voit que le coût du kWh en zone bien ensoleillée (Eia = 2 000 kWh/an) est de 2,8 $/kWh. Ce niveau élevé du coût de l’énergie produite ne doit pas cacher le fait que les générateurs photovoltaïques en sites isolés peuvent rendre à moindre coût des services que ne peuvent pas rendre les solutions conventionnelles :

∗Les petits groupes électrogènes (moins de 5 kVA) ne peuvent pas fournir de l'électricité 24 h sur 24 comme les systèmes photovoltaïques. Leur adjoindre des batteries et des automatismes pour rendre le même service rendrait leur kWh aussi cher que le kWh photovoltaïque, avec les inconvénients et l'inconfort dus au recours de combustibles fossiles: difficultés d'approvisionnement, pollution, bruit...

∗La fourniture en zones rurales peu denses des petites quantités d'énergie correspondant aux systèmes photovoltaïques utilisés pour l'électrification décentralisée mène à des coûts du service rendu final du même ordre de grandeur ou supérieurs lorsque l'on a recours à l'extension des réseaux électriques existants [4].

260024002200

2000

1800

1600

1400

1200

1000

0,40,50,60,70,80,91,01,11,21,31,41,51,61,71,81,92,02,12,22,32,42,5

8 9 10 11 12 13 14 15

Coût d'investissement ($/Wp)

CGA

kW

h PV

($/k

Wh)

t = 8 %; n = 20 ans; Kem = 2 %; Kp = 0,75

Eia(kWh/m2.an)

Centrale photovoltaïque connectée au réseau: CGA du kWh


25

Figure 5 : Coût Global Actualisé du kWh fourni par un système photovoltaïque autonome avec batteries.

3. LE POMPAGE PHOTOVOLTAÏQUE

3.1. Les applications du pompage photovoltaïqueLa figure 6 résume les différentes zones d’utilisation de l’eau : besoins d’adduction en eau individuelle (par exemple dispensaires de brousse), hydraulique villageoise et pastorale, irrigation. La figure 7, indique sommairement la zone d’utilisation du pompage photovoltaïque par rapport aux solutions conventionnelles : pompes à motricité humaine, pompes diesel, pompes électriques alimentées par le réseau interconnecté.

2600240022002000

1800

1600

1400

1200

1000

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

8,5

9,0

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Coût d'investissement ($/Wp)

CGA

kW

h PV

($/k

Wh)

t = 8 %; n = 15 ans; Kem = 4 %; Kp = 0,55

Eia(kWh/m2.an)

Générateur photovoltaïque autonome: CGA du kWh produit


26

Figure 6 : Zones d’utilisation de l’eau de pompage.Source : référence [19]


27

Figure 7 : Zones d’utilisation des différents moyens de pompage.Source : référence [19]

3.2. Les systèmes de pompage photovoltaïqueOutre les applications spécifiques ci-dessus qu’ils permettent de couvrir, les systèmes de pompage photovoltaïques peuvent être classés suivant d’autres critères:


28

∗Pompes au fil du soleil ou avec stockage de l'électricité dans des batteries. On a vu précédemment que la solution "au fil du soleil sans batterie" doit être privilégiée systématiquement, compte tenu du coût des batteries et du maillon faible qu'elles représentent dans un système photovoltaïque du fait de leur durée de vie limitée.

∗Pompes immergées ou émergées: pour éviter les problèmes d'amorçage, le corps de pompe doit être systématiquement immergé : les pompes auto-amorçantes ne conviennent pas à l'utilisation en photovoltaïque car leur rendement est faible. La profondeur d'immersion doit être suffisante pour éviter le dénoiement de l'hydraulique en fonctionnement, du fait du rabattement de la nappe phréatique pour les pompes sur forage ou sur puits ou du fait du marnage pour les pompes sur radeau ou attachées à des pieux ou situées en fond de puisard en bord de fleuves et de rivières.

∗Pompes volumétriques ou centrifuges : les premières ne peuvent couvrir que les applications ne nécessitant que des faibles débits journaliers. Pour les applications en irrigation (gros débit et faible Hmt), le meilleur choix est celui des pompes centrifuges.

∗Motorisation à courant continu ou à courant alternatif : les moteurs à courant continu à collecteurs à balais ne sont pratiquement plus utilisés compte tenu des problèmes posés par le changement des balais en sites isolés et de l'impossibilité d'utiliser des moteurs immergés. La technologie des moteurs à courant continu à commutation électronique (utilisable pour des moteurs immergés) commence à être proposée par des fournisseurs. Cependant, les groupes motopompes basés sur une hydraulique standard de bon rendement entraînée par un moteur immergé à courant alternatif triphasé de rendement éventuellement légèrement amélioré par rapport aux moteurs de grande série présente des avantages qui lui assurent une part de marché prépondérante :−L'onduleur qui assure l'interface entre le champ de modules et le groupe

motopompe peut fonctionner à fréquence variable, ce qui permet de pomper dans des conditions d'ensoleillement variées.

−L'onduleur peut être équipé d'un dispositif de suivi de puissance maximale des modules.

−Du fait du recours à des matériels de très grande série pour la pompe et les moteurs permet de diminuer les coûts, de faciliter l'approvisionnement en pièces détachées et de simplifier l'entretien-maintenance : celui du groupe motopompe peut être effectué par des techniciens intervenant déjà sur les groupes classiques ; la conception modulaire de l'onduleur et la normalisation des gammes permet de simplifier leur maintenance sur place (échange de cartes électroniques) ou de les remplacer en cas de panne par un onduleur de dépannage en stock et de procéder au diagnostic et à la réparation en atelier central.

3.3. Le dimensionnement des pompes photovoltaïquesL’énergie joumalière Ej’ (en kwh/jour) requise par le groupe motopompe complet (onduleur éventuel, câbles, moteur, hydraulique de la pompe) défini par le débit journalier fourni Qj (en m3/jour) à la hauteur manométrique totale Hmt (en mètres de colonne d’eau : mce) et ses rendements journaliers moyens d’onduleur et de groupe motopompe Rond et Rmp est égale à :

Ej’ = (1000.9,81/(3,6 106)).Qj.Hmt./(Rond.Rmp) {6}

Sur la journée moyenne, il faut évidemment que l’énergie Ej fournie par le générateur photovoltaïque (en amont de l’onduleur) soit égale à Ej’, d’où d’après {4} et {6} :


29

Kp.Pc.Ei = 2,725. 10-3 Qj.Hmt/(Rond.Rmp), soit

Pc = 2,725.10-3.Qj.Hmt/(Kp.Rond.Rmp.Ei) (Pc en kWc, Ei en kWh/m2.j) {7}

Dans le cas de pompes centrifuges au fil du soleil, la valeur typique de Kp est de l’ordre de 0,75 et le produit Rond.Rmp est compris entre 0,3 et 0,4, avec une valeur typique pour les systèmes correctement conçus de l’ordre de 0,37 (soit typiquement 93 % pour l’onduleur et 40 % pour le groupe motopompe). Au total, le produit Kp.Rond.Rmp est de l’ordre de 0,27 et il peut être assimilé à un «rendement global» du système de pompage. Si l’on prend en compte le rendement de conversion photovoltaïque, soit de l’ordre de 10 % en le rapportant à la surface totale des modules, on voit que le rendement global du système (énergie hydraulique/énergie solaire) est inférieur à 3,3 %. Cette valeur peut paraître faible, mais il ne faut pas oublier que le «combustible soleil» est une ressource énergétique gratuite!

Dans le cas (exceptionnel) des pompes devant fonctionner sur batteries, on a vu que la valeur de Kp est inférieure (typiquement 0,5 à 0,55 en pays chauds), mais le fonctionnement du groupe motopompe pouvant se faire à fréquence et à vitesse fixes, on peut les choisir et les optimiser pour ce fonctionnement stable et aboutir ainsi à une valeur plus élevée de leur rendement global moyen journalier, typiquement de l’ordre de 45 % à 55 % au lieu de 40 %. L’onduleur travaille à fréquence fixe, ce qui est favorable, mais sa tension d’entrée est en général plus faible (par exemple 48 Volts au lieu de 96 dans le cas du pompage au fil du soleil), ce qui peut mener à un rendement global journalier moyen inférieur (typiquement 90 % au lieu de 93 % pour l’onduleur à fréquence variable). Au total, le produit Kp.Rond.Rmp peut varier typiquement de 0,2 à 0,27 pour des pompes sur batteries. Ainsi un système de pompage solaire avec batteries soigneusement optimisé peut présenter le même rendement moyen journalier qu’un système standard de pompage au fil du soleil, soit 27 %. Cependant, lorsque cette optimisation poussée est impossible, la puissance crête d’une pompe solaire sur batteries devra être supérieure de 10 à 30 % à celle d’une pompe au fil du soleil.

Le dimensionnement des batteries éventuelles d’un système de pompage photovoltaïque autonome et mono-usage (pas d’autres utilisations que le pompage) se fait à partir de l’énergie journalière moyenne à fournir au système de pompage (onduleur, groupe motopompe), soit Ejp (kWh/j), en tenant compte d’un coefficient de pertes énergétiques Kdb lors de la décharge des batteries. Ce coefficient est égal à la racine carrée des pertes de stockage et de déstockage de l’énergie dans des batteries, soit : Kdb = (Kcdb)1/2 = (0,7) 1/2 = 0,84.

Les autres paramètres intervenant dans le dimensionnement du parc de stockage sont :

∗La capacité du parc de stockage à pleine charge C, exprimée en Ampères-Heures (Ah) et donnée par les constructeurs de batteries pour un régime théorique de décharge complète en 10 heures.

∗La tension nominale du parc de stockage V exprimée en Volts.

Pour mémoire, on retiendra que les éléments du parc de stockage connectés en série cumulent leurs tensions et que ceux connectés en parallèle cumulent leurs capacités.

∗La profondeur de décharge journalière moyenne dj (exprimée en fraction de la capacité à pleine charge) :

Ejp = 2,725 Qj.Hmt / (Rond.Rmp) = C.V.dj.Kdb, d'où : C = 2,725 Qj.Hmt / (V.dj.Kdb.Rond.Rmp) {8} (C en Ah)


30

Les valeurs de dj doivent être choisies dans la fourchette 0,1 à 0,2 (10 à 20 %), pour assurer une durée de vie suffisante des batteries soumises à ce cyclage journalier.

Avec ce mode de calcul, on remarquera que C est indépendant de l’irradiation moyenne Ei. Ce n’est que si le risque de nombreuses journées consécutives sans soleil est important que le coefficient dj devrait être choisi éventuellement à une valeur inférieure. Dans tous les cas, un régulateur de décharge devra être prévu pour éviter que les batteries ne se déchargent au delà de 75 ou 80 % de leur capacité en cas de succession de nombreux jours sans soleil.

Dans le cas où le fonctionnement de la pompe se fait principalement pendant les heures d’ensoleillement, ce calcul est conservatif compte tenu du fait qu’une partie non négligeable de l’électricité fournie par les modules est utilisée directement sans passer par le stockage. Cette approximation peut être considérée comme un «coefficient de sécurité» implicite.

Les figures 8, 9 et 10 ci-dessous permettent de déterminer en un coup d’œil la puissance crête requise par un système photovoltaïque de pompage correspondant à l’état de l’art actuel d’un système de pompage au fil du soleil (onduleur à puissance variable, groupe motopompes à courant alternatif immergé, pompe centrifuge) ou à celui d’un système de pompage sur batteries soigneusement optimisé (produit Kp.Rond.Rmp égal dans les deux cas à 0,27) et installé dans un site permettant un ensoleillement total journalier moyen de respectivement 6, 5, et 4 kWh/m2.jour dans le plan des modules :

Figure 8 : diagramme de dimensionnement d’un système de pompage au fil du soleil (Ei = 6 kWh/m2.jour)

0,3

0,40,50,60,70,80,911,21,41,61,82

3

456789101214

1

10

100

10 100Débit journalier pompé Qj (m3/j)

Hau

teur

man

omét

rique

tota

le H

mt (

m)

Pc (kWc)

Ei = 6 kWh/m2.jour; Kp = 0,75; Rond.Rmp = 0,37

50

50

20

20

2

5


31



0,3

0,40,50,60,70,80,911,21,41,61,82

3

456789101214

1

10

100


Hau

teur

man

omét

rique

tota

le H

mt (

m)

Pc (kWc)


50

50

20

20

2

5

0,3

0,40,50,60,70,80,911,21,41,61,82

3

456789101214

20

1

10

100


Hau

teur

man

omét

rique

tota

le H

mt (

m)

Pc (kWc)


50

50

20

20

2

5


32

3.4. Le fonctionnement des pompes photovoltaïques au fil du soleilLa simplicité de ces systèmes, ne doit pas faire oublier qu’ils doivent être optimisés avec soin :

∗La caractéristique débit/hauteur de la pompe centrifuge fonctionnant à vitesse variable doit permettre de commencer le pompage le plus tôt possible dans la journée, et de pomper avec un rendement élevé tout au long de la journée.

∗La caractéristique I/V du moteur correspondant aux paramètres de pompage et à l'hydraulique choisie doit être soigneusement adaptée à la caractéristique I/V du champ de modules, même si l'onduleur dispose d'un dispositif de suivi de puissance maximum.

Les industriels spécialisés dans le pompage photovoltaïque disposent de programmes de calcul et de base de données des matériels (modules, onduleurs, moteurs, roues de pompes) qui permettent d'optimiser le système choisi, ainsi que de moyens d'essais qui permettent de valider ces choix et les performances des systèmes.

A titre d'exemple, on trouvera en figures 11 à 13 ci-dessous les courbes de fonctionnement journalier d’une pompe d’irrigation de fonctionnement nominal à 10 m de Hmt et fournissant 50 m3/jour sous un ensoleillement total de 6 kWh/m2.jour dans le plan des modules (source : TOTAL ENERGIE). Comme on peut le voir en figure 8 ci-dessus, la puissance crête requise est de 800 Wc (soit par exemple 16 modules de 50 Wc).

Figure 11 : courbes d’ensoleillement et de débit dans la journée.

Le seuil de démarrage du pompage (ici obtenu à 7 h 30) dépend en particulier de la hauteur géométrique totale de pompage. Plus celle-ci est élevée, plus la pompe doit tourner vite pour commencer à débiter de l’eau. Ce seuil est ainsi relié à un seuil d’ensoleillement minimum (ici 160 W/m2), comme on peut le voir sur la figure 12 ci-après :

Pompe solaire Hmt 10 m: performances instantanées

(journée avec Ei = 6 kWh/m2.jour)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Heure solaire vraie

W/m

2

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

W/m2m3/h


33

Figure 12 : relation entre le débit instantané et l’ensoleillement.

Enfin, il y a une bonne proportionnalité entre le débit pompé cumulé et l’ensoleillement cumulé dans le plan des modules tout au long de la journée, comme on peut le voir sur la figure 13 ci-dessous :

Figure 13 : relation entre le cumul du débit pompé et le cumul de l’ensoleillement reçu dans le plan des modules au long de la journée.

3.5. Le fonctionnement des pompes photovoltaïques sur batteriesL’interposition de batteries entre le champ de modules et l’onduleur permet de pomper à débit et pression fixes, ce qui peut être un avantage, notamment dans le cas de l’irrigation localisée. Mais cette solution présente aussi d’autres avantages,

Pompe solaire: relation Q = f (G) pour Hmt = 10 m

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

G (W/m2)

Q (m

3/h)

Pompe PV à 10 m de Hmt sur jour à 6 kWh/m2

05

10152025303540455055

0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 5,5 6,0

Cumul ensoleillement (kWh)

Cum

ul v

olum

e po

mpé

(m3)

.


34

comme de pouvoir découpler dans le temps la fonction de production de l’électricité de celle de son utilisation, et de pouvoir choisir la durée du temps de pompage :

a) Pompage rapide avec un groupe motopompe relativement puissant et de bon rendement.

b) Pompage lent (par exemple pendant plus de 10 heures par jour) avec une pompe de petit débit compatible avec une ressource en eau de débit très limité :

Figure 14 : options a) et b) de pompage sur batteries

Bien sûr, ces avantages sont à mettre en balance avec les inconvénients de cette solution :

∗Puissance crête du générateur photovoltaïque en général plus élevée.∗Coût des batteries et du régulateur de charge/décharge menant à un coût au Wc

installé plus élevé.∗Coût plus élevé de l'entretien-maintenance.∗Nécessité de prévoir des provisions pour le changement des batteries tous les 5 à

7 ans.

3.6. Analyse du coût global actualisé du m3 pompé par une pompe photovoltaïqueLe coût global actualisé (CGA) du m3 d’eau pompée se calcule de la même façon que le CGA du kWh photovoltaïque, en actualisant aussi bien les coûts que les débits annuels pompés [18].

Dans le cas où le débit journalier peut être considéré comme proportionnel à Ei et où toute l’eau pompée tout au long de l’année est utilisée, et après simplifications, le CGA du m3 pompé est (en $/m3, avec Iu en $/Wc, et Eia qui est la somme des ensoleillements journaliers sur l’année en kWh/m2.an) :

CGA = 2,725 Iu.Hmt (Ka + Kem) / Nh, {9}, avec Nh = Kp.Rond.Rmp.Eia

On remarque que le CGA est indépendant du débit journalier pompé, mais qu’il est directement proportionnel à la Hmt.

On aura donc intérêt à limiter au maximum la Hmt, en particulier en utilisant des dispositifs de distribution et d’utilisation de l’eau à faibles pertes de charges.

Le diagramme de la figure 15 ci-après permet de déterminer directement le ratio de coût RC = CGA/Iu en fonction de la Hmt et de l’ensoleillement journalier moyen Ei dans le plan des modules pour des hypothèses d’actualisation (8 %

Pompage rapideQa m3/h

Pompage lentQb m3/h

Q (m3/h),Pe (kW)

heure7 12 17 18 20 21 6

Pe

Charge batteries 2 cas de pompage : a ou b


35

de taux d’actualisation réel sur 10 ans) correspondant à celles utilisables par un investisseur privé et pour un coefficient d’exploitation et d’entretien-maintenance Kem = 4 % :

Figure 15 : Ratio de coût RC pour une pompe photovoltaïque (actualisation à 8 % sur 10 ans).

Si on considère une pompe solaire à 11,5 m de Hmt sur un site où Ei moyen = 6 kWh/m2.jour (soit Eia = 2190 kWh/m2.an dans le plan des modules), on voit que le ratio de coût RC est égal à 1 %. Ainsi, si le coût d’investissement de la pompe solaire est de Iu = 15 $/Wc, le coût global actualisé C du m3 pompé est égal à :

C = RC.Iu = (1/100).15 = 0,15 $/m3.

On peut aussi considérer des conditions d’actualisation plus favorables (par exemple 3 % sur 15 ans), correspondant à des financements par des prêts bonifiés tels que ceux consentis à des projets de développement économique et social éligibles à des financements provenant de l’aide internationale. Dans ce cas, les ratios de coûts sont moins élevés, comme on peut le voir sur la figure 16 ci-après :

Ratio de coût RC = CGA/Iu du m3 pompé par une pompe PV

4

4,5

55,56

78

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

5 10 15 20 25 30

Hauteur Manométrique totale (Hmt, m)

Rat

io d

e co

ût R

C =

CG

A/Iu

(%)

_

Ei moyen (kWh/m2.j)

t = 8 %, n = 10 ans, Kem = 4 %, Kp.Rond.Rmp = 0,27


36

Figure 16 : Ratio de coût RC pour une pompe photovoltaïque (actualisation à 3 % sur 15 ans).

Pour le même exemple que ci-dessus (Hmt = 11,5 m, Ei = 6 kWh/m2.jour), le ratio de coût RC est de 0,66 %. Pour le même coût d’investissement unitaire Iu = 15 $/Wc, le coût global actualisé est donc seulement de (0,66/100).15 = 0,1 $/m3, soit une valeur inférieure de 33 % par rapport à celle du cas précédent où l’actualisation était de 8 % sur 15 ans !

On voit ainsi apparaître l’importance primordiale de «l’ingénierie financière» qui permet de faire bénéficier un projet des meilleures conditions de financement possibles et donc de conditions d’actualisation favorables, puisque ces dernières doivent refléter les conditions de financement disponibles.

Compte tenu du rôle social, économique et environnemental de premier plan que joue l’irrigation solaire, on considérera par la suite que les investissements des équipements et des projets correspondants sont justiciables de ces conditions favorables pour les financements et l’actualisation. Cette dernière correspondra donc à un taux réel de 3 % sur une durée de 15 ans dans la suite de ce guide (coefficient d’actualisation Ka = 0,0838).

3.7. Analyse de la rentabilité du pompage photovoltaïque pour l’irrigationLa méthode simplifiée présentée ici est basée sur le taux d’enrichissement en capital (TEC) d’un projet. Le TEC est par définition le ratio VAN/I, où VAN est la valeur actuelle nette du projet considéré (cf référence [13] et les définitions et formules dans L’ANNEXE 3).

Les encaissements du projet de pompage seront constitués des chiffres d’affaires de la vente de l’eau à un tarif de Tv $/m3 (en considérant que toute l’eau pompée

Ratio de coût RC = CGA/Iu du m3 pompé par une pompe PV

4

4,555,5678

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

5 10 15 20 25 30

Hauteur Manométrique totale (Hmt, m)

Rat

io d

e co

ût R

C =

CG

A/Iu

(%)

_

Ei moyen (kWh/m2.j)

t = 3 %, n = 15 ans, Kem = 4 %, Kp.Rond.Rmp = 0,27


37

est vendue), ou dans le cas d’une utilisation directe par l’investisseur, des économies provenant de la non utilisation d’une pompe conventionnelle fournissant un m3 d’eau à un coût de Tv $/m3.

Dans ces conditions, le TEC du projet est égal à :

TEC = [Nh / (2,725 Ka Iu Hmt)] Tv - (1 + Kem/Ka) {10}, avec Nh = Kp.Rond.Rmp.Eia

Eia (kWh/m2.an) est l’irradiation solaire annuelle dans le plan des modules (soit 365.Eim, Eim étant l’ensoleillement journalier moyen dans le plan des modules), Iu = I/Pc (en $/Wc), Kem = Dem/I, Ka étant le coefficient d’actualisation (cf. la formule et le tableau de valeurs numériques en ANNEXE 3).

On remarque que le TEC est indépendant du débit journalier pompé, et qu’il diminue lorsque la Hmt augmente.

Le projet n’est rentable que si son TEC est supérieur à 0. Le TEC est égal à zéro si Tv = CGA du m3 pompé.

Enfin, pour un niveau de rentabilité que l’on se fixe en le définissant par une valeur donnée de TEC, on peut calculer simplement le tarif moyen de vente de l’eau Tv à partir de son prix de revient (égal au coût global actualisé CGA) par une relation simple :

Tv = CGA [1 + TEC.(Kem/(Ka+Kem)) ] {11}

On peut représenter graphiquement le TEC d’un projet de pompage [13]. La figure 17 ci-après représente ainsi le TEC de l’exemple de projet d’irrigation solaire déjà présenté (50 m3/jour à 11,5 m de Hmt) en fonction du tarif de vente de l’eau Tv (ou du coût de l’eau évité) et de Ei, en considérant un coût unitaire d’investissement Iu de 15 $/Wc.

On peut en déduire, par exemple, que pour Ei = 6 kWh/m2.jour, le CGA (égal à Tv pour TEC = 0) est de 0,1 $/m3. Si l’on n’utilise qu’une fraction F de l’eau pompée, le coût réel du m3 pompé serait alors de CGA/F. Par exemple, si on n’utilise que 60 % de l’eau (F = 0,6), le coût réel du m3 pompé sera: 0,1/0,6 = 0,17 $/m3.

Toujours dans cet exemple, si on fixe un tarif de vente «réel» (c’est à dire rendu public) à 0,2 $/m3 dans l’hypothèse où seulement 60 % de l’eau est vendue, le tarif Tv «virtuel» rapporté au cas théorique où toute l’eau pompée serait vendue serait Tv = 0,2.0,6 = 0,12 $/m3, et pour cette valeur on voit sur la figure 17 que le TEC du projet serait égal à 0,32.

Le projet serait donc rentable et sa valeur actuelle nette VAN serait égale à TEC.Iu.Pc, avec Iu = 15 $/Wc et Pc = 1000 Wc (valeur que l’on peut déduire de la figure 8), soit VAN = 0,32.(15.1000) = 4 800 $.

Dans la réalité, ce tarif de vente peut s’avérer incompatible avec le pouvoir d’achat des populations concernées. Dans ce cas, il serait nécessaire d’apporter une subvention pour couvrir une partie de l’investissement initial.

On a vu précédemment que le paramètre principal de coût et de rentabilité d’un projet de pompage solaire est la Hmt. La figure 18 ci-dessous, paramétrée en Hmt permet de déterminer la rentabilité de tous les projets de pompage solaire de Hmt inférieure ou égale à 30 m et d’un coût unitaire de 15 $/Wc sur un site où Ei = 6 kWh/m2.jour.


38

Figure 17 : TEC d’un projet de pompage d’eau (Hmt 11,5 m) actualisé à 3 % sur 15 ans et d’un coût de 15 $/Wc.

Figure 18 : TEC d’un projet de pompage d’un coût de 15 $/Wc en fonction de sa Hmt, pour Ei = 6 kWh/m2.jour.

Taux d'Enrichissement en Capital d'un projet de pompage photovoltaïque

44,555,566,577,58

00,5

11,5

22,5

33,5

44,5

55,5

66,5

7

0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4

Tarif de vente moyen de l'eau (TV, $/m3)

TEC

= V

AN

/I

.

EikWh/m2.j

t = 3 %, n = 15 ans, kem = 4 %, Kp.Rond.Rmp = 0,27, Hmt = 11,5 m


30

40

50

10

20

25

30

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5

Tarif de vente moyen de l'eau (TV, $/m3)

TEC

= VAN

/I .

Hmt (m):

t = 3 %, n = 15 ans, Kem = 4 %, Kp.Rond.Rmp = 0,27, Iu = 15 $/Wc, Ei = 6 kWh/m2.j

155 10


39

En faisant intervenir non plus directement le tarif de vente de l’eau Tv mais le ratio Tv/Iu, on aboutit aux diagrammes «universels» ci-dessous, dans la mesure où on peut les utiliser quelle que soit l’unité monétaire choisie (notée UM) et quel que soit le coût unitaire d’investissement Iu (exprimé en unité monétaire par Wc) :

Figure 19 : diagramme réduit de TEC d’un projet de pompage sur un site à 6 kWh/m2.jour.



20

25

30

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

0 0,005 0,01 0,015 0,02 0,025 0,03

Ratio Tv / Iu ((UM/m3) / (UM/Wc)); UM = unité monétaire

TEC =

VAN/I

.

Hmt (m):

t = 3 %, n = 15 ans, kem = 4 %, Kp.Rond.Rmp = 0,27, Ei = 6 kWh/m2.jour

5 10 15


20

25

300

0,5

1

1,5

2

2,5

3

0 0,005 0,01 0,015 0,02 0,025 0,03


TEC

= VAN

/I .

Hmt (m):


5 10

15


40


Il est intéressant d’analyser l’influence du site d’implantation, caractérisé par la valeur moyenne journalière de l’ensoleillement dans le plan des modules Ei, toujours pour le même exemple d’une pompe d’irrigation de 1 kWc pompant 50 m3/jour à 11,5 m de Hmt et coûtant 15 $/Wc (les résultats seraient valables comme on l’a vu quel que soit le débit journalier).

Pour un tarif de vente virtuel de 0,12 $/m3 pompé (correspondant on l’a vu à un tarif public réel de 0,2 $/m3 d’eau effectivement vendue dans l’hypothèse d’une valorisation de 60 % de l’eau pompée), le ratio Tv/Iu est de 0,12/15 = 0,008. On en déduit d’après les figures 19, 20 et 21 ou en utilisant la formule {10} les valeurs suivantes de TEC :

∗Pour Ei = 6 kWh/m2.jour : TEC = 0,325. Le projet est rentable.∗Pour Ei = 5 kWh/m2.jour : TEC = 0,024. Le projet est à peine rentable. Pour

obtenir la même rentabilité que dans le premier cas, il faudrait passer à un ratio Tv/Iu de 0,0096, par exemple en augmentant les tarifs de 20 % (0,144 $/m3 au lieu de 0,12).

∗Pour Ei = 4 kWh/m2.jour : TEC = - 0,276. Le TEC est négatif donc le projet n'est pas rentable. Pour obtenir la même rentabilité que dans le premier cas, il faudrait un nouveau ratio Tv/Iu = 0,012 au lieu de 0,08, ce qui peut être obtenu :−soit en augmentant les tarifs de 50 % (0,18 $/m3 au lieu de 0,12) ;−soit garder le même tarif de 0,12 $/m3 et subventionner à hauteur de 50 %

les coûts d’investissement (en les ramenant de 15 à 10 $/Wc) et ceux d’exploitation et d’entretien-maintenance.

Dans le premier cas (Ei = 6 kWh/m2.jour), si on passe à un site où la Hmt est de 20m (au lieu de 11,5) et si l’on veut assurer un TEC de 0,5, on voit sur la figure 19 qu’il faudrait assurer un ratio Tv/Iu égal à 0,015. En supposant un site très difficile d’accès ayant mené à un coût installé de 20 $/Wc, le tarif virtuel de vente de l’eau pompée devrait être de 0,015.20 = 0,3 $/m3. Si seulement 50 % de l’eau pompée peut être vendue, le «tarif public» de l’eau devra être fixé à 0,3/0,5 = 0,6 $/m3.

On voit d’après ces exemples que l’on doit apporter un soin extrême à l’étude des conditions locales d’installation et d’utilisation des pompes photovoltaïques (Hmt, ensoleillement, coûts installés et d’exploitation et d’entretien-maintenance, pourcentage de l’eau qui peut être effectivement vendue, capacités financières


20

25

30

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

0 0,005 0,01 0,015 0,02 0,025 0,03


TEC

= VAN

/I .

Hmt (m):


5 10

15


41

réelles des utilisateurs potentiels) afin de pouvoir cerner leur rentabilité propre ou les subventions qu’elles nécessitent pour présenter un minimum de rentabilité. Heureusement, comme on l’a vu à partir de ces exemples, les outils présentés ici permettent des évaluations rapides et suffisamment précises pour des avant-projets.

3.8. Comparaison avec le pompage par groupe motopompe thermiqueLe critère de comparaison économique entre la solution «thermique» utilisant des combustibles fossiles (essence, fuel) et la solution solaire sera le coût global actualisé du m3 pompé (CGA). Comme dans le cas du pompage photovoltaïque, son calcul se fait en divisant la somme des valeurs actualisées des dépenses pendant la durée des n années d’observation du projet par la somme actualisée des m3 pompés pendant ce même nombre d’années.

Dans la pratique, dans le cas de la petite irrigation, les investissements de groupes thermiques sont faits par des privés qui utilisent leurs fonds propres ou des prêts bancaires. Les matériels ont par ailleurs des durées de vie limitées (5 à 7 ans dans le cas de groupes bien entretenus). Il est donc logique de prendre des conditions d’actualisation reflétant ces conditions de financement et d’exploitation, et pour la suite on considérera pour les groupes motopompes thermiques une actualisation à 15 % sur 5 ans. Cette dernière durée mène au choix de moteurs diesels, au détriment des moteurs à essence.

Pour le photovoltaïque, encore inaccessible aux investissements privés, on prendra comme précédemment une actualisation à 3 % sur 15 ans, correspondant à des projets publics bénéficiant de financements bonifiés consentis au titre d’actions en faveur de l’environnement et du développement.

Deux paramètres principaux interviennent dans le calcul du CGA du m3 d’eau pompé par les groupes thermiques :

a) le coût d’investissement de l’installation, caractérisé par le ratio de coût Iu (en $/kW nominal installé).

b) le coût du combustible fossile (essence, fuel) Co (en $/litre), qui doit inclure non seulement le «coût à la pompe» mais aussi le coût réel de mise à disposition, ce qui comprend en particulier le coût de transport jusqu’au point d’utilisation, qui n’est pas du tout négligeable dans le cas d’un groupe installé dans un village ne possédant pas de station-service.

De nombreux autres paramètres influent sur le coût du m3 pompé par groupe thermique : les principaux sont listés ci dessous, avec en regard la valeur de référence prise en compte pour l’exemple utilisé ici :

∗Rd : rendement moyen du moteur diesel (0,25).∗Rpd : rendement moyen de la pompe entraînée par le diesel (0,35).∗Kem : ratio moyen des dépenses d'exploitation (hors fuel) et d'entretien-

maintenance par rapport à l'investissement initial (0,1, soit 10 %).∗Nhj et Nj : nombre d'heures de pompage par jour pour assurer le débit journalier

Qj (4 h/jour) et nombre de jours de pompage par an (365 j/an).∗Ks : coefficient de dimensionnement du moteur, défini comme le ratio entre la

puissance nominale du moteur et la puissance moyenne à délivrer sur site à l'arbre de la pompe (1,5).

Tous calculs faits, le CGA du m3 pompé par un groupe motopompe thermique est de la forme :

CGA = A.Hmt (B.Iu + C.Co) {12}


42

A, B et C sont des constantes définies par les conditions d’actualisation et les paramètres listés ci-dessus.

On remarquera en particulier d’après la relation {12} que :1) Le débit journalier n’intervient pas dans cette formule, à paramètre Iu constant.

En fait, les groupes thermiques présentent un «effet d’échelle», c’est-à-dire que leur ratio de coût Iu diminue lorsque leur puissance augmente. On tiendra compte de ce fait lorsque l’on devra comparer des projets à débits journaliers très différents.

2) Le CGA est proportionnel à la Hmt à paramètre Iu constant : si par exemple la Hmt double, le GGA doublera aussi. Là aussi, on tiendra compte de cet effet d’échelle lors de la comparaison de projets très différents, puisque la puissance nominale des groupes est aussi proportionnelle à la Hmt.

3) Le CGA peut se représenter très simplement sous forme graphique en fonction de Iu et de Co, comme on peut le voir sur la figure 22 ci-dessous, tracée pour une Hmt de 10 m, et sur laquelle on a reporté les coûts du m3 pompé par une pompe photovoltaïque au fil du soleil d’un coût installé de 15 $/Wc sur des sites à respectivement 5 et 6 kWh/m2.jour en moyenne dans le plan des modules :

Figure 22 : Coût Global Actualisé du m3 pompé par un groupe motopompe thermique et comparaison avec une pompe solaire au fil du soleil.

Grâce à cette figure, on peut voir immédiatement les conditions de rentabilité d’une pompe solaire communautaire par rapport à une pompe diesel privée. Dans les cas «en bas à gauche» de très faibles coûts d’investissement et de combustible (moins de 2 000 $/kW installé et moins de 0,5 $/litre), on voit que le pompage

CGA du m3 d'eau pompée par diesel ou photovoltaïque à 10 m de Hmt

0,20,5

1

2

PV: 6

PV: 5

00,010,020,030,040,050,060,070,080,090,1

0,110,120,130,140,150,160,170,18

500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Ratio de coût Iu du groupe motopompe diesel ($/kW installé)

Coû

t del

'eau

pom

pée

($/m

3)

Coût fuel($/l)

kWh/m2.jsur les

modules PV

Actualisation: Diesel: 15% sur 5 ans (privés); PV: 3% sur 15 ans (public), Iupv = 15 $/Wc


43

solaire ne peut pas être compétitif. Par contre, pour des coûts réels de combustibles supérieurs à 1 $/litre (transport compris), le pompage solaire sur un site à 6 kWh/m2.jour (cas typique au Sahel) est compétitif dès que le coût installé du groupe motopompe est supérieur à 1 700 $/kW.

Pour des valeurs inférieures des coûts d’investissement du solaire, la zone de compétitivité s’accroît de façon inversement proportionnelle. Ainsi pour Iu = 10 $/Wc installé au lieu de 15, la droite des coûts photovoltaïques à 5 kWh/m2.jour passerait à 0,1.(10/15) soit 0,067 $/m3 au lieu de 0,1 $/m3.

Enfin, ces zones de compétitivité relatives du solaire et du diesel sont les mêmes quelle que soit la Hmt considérée.

Par contre, la valeur des CGA varie de façon proportionnelle à la Hmt. Par exemple à 20 m de Hmt au lieu de 10, pour Iu = 2 200 $/kW et Co = 1 $/litre et sur un site où Ei = 5 kWh/m2.jour, le CGA du m3 diesel ou du solaire (qui ont la même valeur) passerait de 0,1 $/m3 à 0,1.(20/10) = 0,2 $/m3.

Dans cette analyse, les coûts pour l’environnement du recours aux combustibles fossiles n’ont pas été pris en compte. Si c’était le cas, par exemple par le biais de l’instauration d’une taxe sur les émissions de CO2 se traduisant en $/litre de fuel, il serait aisé de voir à partir de la figure 22 l’impact sur la compétitivité respective du diesel et du solaire.

4. LES SPECIFICITES DU POMPAGE PHOTOVOLTAÏQUE POUR L’IRRIGATION LOCALISEE

4.1. Considérations préliminaires et solutions possiblesL’irrigation localisée présente des atouts évidents en termes d’économie d’eau, de productivité et de qualité des cultures maraîchères. Son utilisation combinée avec le pompage photovoltaïque présente cependant des contraintes spécifiques :

a) L’irrigation localisée requiert des faibles variations de pression et de débit. Ceci est peu compatible au premier abord avec le pompage photovoltaïque au

fil du soleil qui se fait à débit et donc à pression variables. Pour contourner cette difficulté, des solutions sont possibles :

−Equiper le système photovoltaïque d'un stockage de l'électricité, en rajoutant des batteries. Cette solution est tout à fait possible techniquement. L'intérêt des batteries est de pouvoir pomper à pression et à débit constant et de permettre un décalage partiel ou total entre les heures d'irrigation et les heures les plus ensoleillées, ce qui peut être un avantage pour les cultures et les exploitants. En revanche, on a vu que les batteries conduisaient à des surcoûts d'investissement, d'exploitation et d'entretien-maintenance.

−Mettre le système de distribution en charge à partir d'un bassin alimenté au fil du soleil par la pompe photovoltaïque: c'est la solution idéale, mais qui ne peut être utilisée qu'en fonction de certaines caractéristiques des sites: par exemple présence de flancs de collines ou de montagne permettant de réaliser un bassin au niveau du sol et de coût acceptable.

b) L’irrigation localisée nécessite une pression de distribution aux goutteurs de l’ordre au minimum de 5 mce.

En rajoutant les pertes de charge du système de filtration et de distribution de l’eau, on aboutit à une majoration de la Hmt, par rapport à un système d’irrigation à la raie ou en caisson, qui peut être relativement importante (par exemple 20 mce), surtout dans les zones de faible hauteur géométrique de relèvement (bords de canaux ou de rivières permettant par exemple une irrigation en gravitaire de moins de 10 m de Hmt). Or, compte tenu comme on l’a vu plus haut de la sensibilité du coût d’investissement des pompes photovoltaïques à la Hmt ainsi que l’impact de


44

celle-ci sur le CGA du m3 pompé et sur la rentabilité des projets, cette majoration de Hmt peut pénaliser en solaire l’irrigation localisée vis-à-vis de l’irrigation gravitaire.

Il est donc indispensable d’optimiser les systèmes d’irrigation localisée lorsque l’on veut les alimenter par une pompe solaire, en réduisant au maximum les pertes de charge à tous les niveaux : adduction d’eau, filtration, fertigation, distribution, goutteurs.

Comme on pourra le constater dans le guide technique de l’irrigation localisée (cf. la référence bibliographique [24] en ANNEXE 1), des matériels existants permettent déjà cette optimisation. Dans le futur, on peut penser que les progrès des systèmes d’irrigation localisée iront toujours dans le sens «d’économies de pression» en vue de diminuer les dépenses d’énergie nécessaire au pompage, ce qui ne pourra être que bénéfique pour le recours au pompage solaire.

Les résultats qualitatifs de cette optimisation du choix des goutteurs et des pertes de charge est résumé ci-dessous en faisant référence au profil piézométrique du système de pompage et d’irrigation.

4.2. Optimisation du profil piézométriqueOn peut représenter intuitivement la pression tout au long d’un système de pompage et d’irrigation par la hauteur que l’eau atteindrait dans des «piézomètres» (dispositifs de mesure de la pression) simplement formés de petits tubes transparents ouverts et reliés aux conduites. En reliant ces niveaux d’eau, on obtient le «profil piézométrique» du système de pompage et d’irrigation, comme on peut le voir sur l’exemple de la figure 23 ci-dessous :

Figure 23 : profil piézométrique d’un système de pompage.

L’optimisation du profil piézométrique consistera donc :∗A diminuer les pertes de charge régulières (dans les parties droites des conduites)

en augmentant leur diamètre, tout en gardant une vitesse minimale (0,5 m/s) pour éviter les phénomènes de sédimentation.

∗A diminuer les pertes de charges singulières : éviter les coudes et les changements de diamètres inutiles, choisir des appareils (vannes, clapets, filtres, injecteurs d'engrais liquides...) présentant les pertes de charge les plus faibles possibles.

∗A choisir des goutteurs et des répartiteurs d'eau pouvant fonctionner correctement avec des pressions de distribution minimales les plus faibles possibles (par exemple 5 mce).

Pompe

Ligne piézométrique

jet

Pression de distribution


45

On arrive ainsi à déterminer un "diamètre économique" du système de pompage et d'irrigation photovoltaïque qui est optimum, en tenant compte à la fois des coûts du réseau hydraulique (qui croissent avec le diamètre) et du coût du générateur photovoltaïque qui croît fortement lorsque le diamètre diminue du fait de l'augmentation rapide des pertes de charges régulières et singulières.

Cet optimum de diamètre hydraulique en pompage et irrigation photovoltaïque est supérieur à celui en systèmes conventionnels où le poids de l'énergie (provenant du réseau électrique ou de gros systèmes diesels) est plus faible. Cette différence qualitative est résumée dans la figure 24 ci-après.

En procédant à cette optimisation, sur un terrain plat, en amont du système d’irrigation localisée (typiquement avant la vanne amont d’isolement du filtre), la charge piézométrique d’un système d’irrigation localisée correctement optimisé pour une alimentation par une pompe solaire peut être seulement de 10 à 12 mce, au lieu de 20 mce ou plus pour un système non optimisé alimenté par des moyens de pompage conventionnels.

C’est cette valeur optimisée qui sera prise en compte par la suite lorsque le solaire sera utilisé pour l’alimentation du système d’irrigation localisée.

Figure 24 : détermination des diamètres hydrauliques optimums pour les systèmes de pompage et d’irrigation conventionnels (Dc) et photovoltaïques (Dpv).

5. MODELES POUR L’IRRIGATION LOCALISEE COUPLEE AU POMPAGE SOLAIRE

5.1. Rappel : modèle d’irrigation gravitaire par pompage photovoltaïque au fil du soleil Ce modèle correspond à l’utilisation actuelle la plus courante du pompage solaire pour l’irrigation en Afrique. Son principe est rappelé en figure 25 ci-dessous.

Optimisation des coûts de réseau et d'énergie des systèmes de

pompage conventionnels et PV (unités)

arbitraires)

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

10,0

12,0

14,016,0

18,0

20,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11Diamètre

Coûts

Coût réseau

Energie PV

Total Conv.

Optimum systèmeconventionnel

Optimum systèmephotovoltaïque

Dc Dpv > Dc

Total PV

Energie Conv.


46

Le cas de référence de ce modèle est celui d’un petit périmètre de maraîchage sur 5 000 m2 situé près de Dakar. Les besoins en eau des cultures sont définis en ANNEXE 5 (102 m3/jour en novembre, mois le plus défavorable).

Le projet est défini par les paramètres suivants :∗Qj = 51 m3/jour en novembre.∗Niveau statique : -15 m ; rabattement : 1,4 m ; niveau dynamique : -16,4 m ; niveau

de refoulement : + 1,6 m.∗Hauteur géométrique totale de pompage Hg = 1,6 + 16,4 = 18 m.∗Longueur du tuyau de refoulement (de la pompe au bassin) : 50 m. Longueur

équivalente : 50 m plus 10 % pour les pertes de charge singulières = 55 m.∗Pertes de charge : débit moyen (sur 6 heures de pompage) : Q = 51/6 = 8,5 m3/h

Tube PVC 67,8x75 mm : pertes de charge : 0,8 cmce/m. Pertes de charge totales : 44 cm.

∗Hmt = Hg + pertes de charges = 18 + 0,44 = 18,5 m.∗Irradiation dans le plan des modules en période la plus défavorable (novembre) :

5,9 kWh/m2.jour pour des modules inclinés de 20 degrés, orientés face à l’équateur (cf. en ANNEXE 4 la feuille «Dakar»).

∗Puissance crête Pc (cf. formule {7} page 20, avec un système standard, soit Kp.Rond.Rmp = 0,27) :

Pc = 1614 Wc. Choix: générateur de 16 modules de 50 Wc (1600 Wc). Nota : le nombre de modules en série pour les pompes au fil du soleil doit

être un multiple de 7, 8 ou 9 suivant les configurations recommandées par les constructeurs, pour obtenir une tension suffisamment élevée et obtenir ainsi un bon rendement de l’onduleur.

∗Coût du système installé (hors bassin) : environ 15 $/Wc (un peu moins de 80 % pour le générateur photovoltaïque avec les supports et le câblage, et un peu plus de 20 % pour le reste du système, dont la chaîne de puissance onduleur/moteur/pompe) :

Coût total installé : I = 15 $/Wc x 1600 Wc = 24 000 $.∗Dépenses annuelles d'exploitation et d'entretien-maintenance (y compris une

à deux visites techniques par an et les provisions pour grosses réparations et changement de l'onduleur, du moteur et de la pompe tous les 4 à 8 ans) :

Dem = Kem.I = (4/100). 24 000 = 960 $/an.∗Coût global actualisé (CGA) du m3 pompé : (cf. formule {9} page 26, avec Kem

= 0,04, Eia = 2161 kWh/m2.an à Dakar sur un plan incliné de 20 degrés, comme indiqué en ANNEXE 4, actualisation à 3 % sur 15 ans soit Ka = 0,0838 comme indiqué dans le tableau de valeurs numériques en ANNEXE 3) : −à 18,5 m de Hmt : CGA = 0,16 $/m3.−à 10 m de Hmt (toutes choses égales par ailleurs, CGA proportionnel à la

Hmt) : CGA = 0,09 $/m3.−à 5 m de Hmt (toutes choses égales par ailleurs) : CGA = 0,044 $/m3.

Nota : les valeurs des paramètres indiquées pour ce modèle, ainsi que dans le cas des autres modèles ci-dessous, notamment pour les coûts, sont des valeurs typiques indicatives. Dans tous les cas, avant d’engager un projet réel, une étude détaillée du site et des conditions d’utilisation de la pompe est indispensable, ainsi qu’une consultation des industriels du pompage photovoltaïque afin de mieux cerner les coûts d’investissement et d’exploitation et d’entretien-maintenance


47

Figure 25 : Principe d’un système solaire de pompage gravitaire au fil du soleil.

5.2. Modèle d’irrigation localisée à partir d’un réservoir de mise en charge alimenté au fil du soleilCe modèle, dont le principe est décrit en figure 26 ci-dessous, correspond à une utilisation idéale du pompage solaire couplé à l’irrigation localisée du fait des avantages suivants :

−Le système de pompage solaire peut être un système standard au fil du soleil (donc sans batterie), comme celui présenté ci-dessus pour l'irrigation solaire gravitaire.

−Le recours à l'irrigation localisée entraîne une économie d'eau substantielle (environ 1/3 d'eau en moins, soit 68 m3/jour.ha au lieu de 102 m3/jour.ha dans le cas de l'irrigation gravitaire, comme on peut le voir en ANNEXE 5).

−La mise en pression par un réservoir du système d'irrigation localisée rend inutile le régulateur de pression et garantit un fonctionnement à pression quasi constante (à la différence près de la différence de hauteur des niveaux maximum et minimum de l'eau dans le bassin, ce qui n'est pas gênant dans la mesure où le système est calculé dans le cas le plus défavorable, c'est-à-dire lorsque l'eau est au niveau minimum). Du fait de cette régularité de pression, le débit dans le système d'irrigation localisée est lui aussi constant, ce qui garantit un fonctionnement optimal et sans problème de sédimentation due à une vitesse d'écoulement trop faible.

−La présence d'un bassin permet de découpler les débits et les heures de pompage du débit et des horaires d'irrigation, ce qui est favorable pour l'exploitant et les cultures.

En contrepartie, la topographie locale doit être favorable : présence de flancs de collines ou de montagnes permettant de poser le bassin sur le sol. Cette configuration se trouve couramment dans certains pays (Cap-Vert par exemple, où des bassins en tôle profilée roulée et à membrane d'étanchéité à faible coût commencent à être répandus), mais elle est moins courante en Afrique Sahélienne.

Compte tenu de la nécessité d'une mise en charge d'au minimum 10 à 12 mce, cette solution d'irrigation localisée ne présente un intérêt vis-à-vis d'un système d'irrigation gravitaire que si la dénivellation Dv entre la ressource en eau et le périmètre maraîcher est supérieure à environ 5m. Au delà d'une dénivellation d'environ 18 m, la Hmt totale dépasserait les 30 m, et le coût du m3 pompé deviendrait rédhibitoire.

Rabattement:Niveau statique Ns:

Niveau dynamique Nd:

Hg: hauteur géométrique totale de pompage

Bassin

Champ photovoltaïque

Onduleur


48

Figure 26 : Principe d’un système solaire d’irrigation localisée avec bassin de mise en charge.

Le cas de référence de ce modèle est celui d’un cas réel de petit périmètre de maraîchage privé avec irrigation localisée sur environ 7 000 m2 situé près de Praia (Cap-Vert), son bassin étant actuellement alimenté par un groupe motopompe thermique. Les besoins en eau des cultures sont de 40 m3/jour (soit environ 60 m3/jour.hectare). Ces besoins n’étant pas positionnés à un mois précis de l’année, on détermine l’inclinaison optimale des modules en recherchant dans la feuille «Praia» en ANNEXE 4 l’inclinaison donnant le minimum annuel d’irradiation le plus élevé, soit 20 degrés (irradiation minimum Eim = 5,3 kWh/m2.j et irradiation annuelle Eia = 2306 kWh/m2.an).

A titre d’exemple, les solutions correspondant aux cas 1 et 2 définis par les minimum et maximum de dénivelé Dv indiqués ci-dessus sont décrites dans le tableau ci-dessous. On remarquera dans le cas 2 que le rendement du groupe motopompe (issu d’un cas réel) est élevé, ce qui diminue d’autant la puissance crête nécessaire :

Les tarifs de vente indiqués en dernière ligne tiennent compte d’un taux d’enrichissement en capital TEC de 0,3 et d’un coefficient F de vente de l’eau par

:

:

Champphotovoltaïque

Onduleur

entre la ressource en

B. CHABOT

Niveau statique

Niveau dynamique

Ns

NdRabattement:

Bassin

Hg: hauteurgéométriquetotale depompage

Irrigation localisée

Dv: dénivellation

eau et le périmètremaraîcher

Charge mini au dernier goutteur (5 mce):Ligne piézométrique optimisée

(total charge 10 à 12 mce)

Mise en charge par réservoir alimenté au fil du soleil Unité Cas 1 Cas 2

Dénivelé Dv: m 5 18Mise en charge en amont de l'irrigation localisée: m 11,5 11,5

Pertes de charge optimisées de la pompe au bassin: m 0,5 0,5Hmt: m 17 30

Irradiation minimale pour l'inclinaison optimisée Eim: kWh/m2.j 5,3 5,3Irradation annuelle sur les modules Eia: kWh/m2.an 2306 2306

Produit Rond.Rmp: 0,37 0,48Puissance crête calculée: Wc 1260 1714Puissance crête choisie: Wc 1200 1700

Nombre et puissance crête des modules: 8 x 3 x 50 Wc 8 x 4 x 53 WcCoût investissement I pour Iu = 15 $/Wc installé: $ 18000 25500

Dépenses expl. et entretien-maint. Dem pour Kem = 3%: $/an 540 765CGA (t = 5 % sur n = 15 ans, Kem = 3%): $/m3 0,14 0,19

Tarif de vente Tv pour TEC = 0,3 et F = 60% de l'eau vendue: $/m3 0,24 0,33


49

rapport au total de l’eau pompée de 60 %. Seuls les coûts relatifs au système de pompage solaire sont pris en compte pour ce calcul. Les coûts du bassin et du système d’irrigation localisée seraient à ajouter si on voulait fixer un «prix de vente global» du m3 d’eau.

5.3. Modèle d’irrigation localisée à partir d’une pompe solaire sur batteriesLe principe de cette solution est décrit en figure 27 ci-dessous. Elle peut être choisie lorsque ses avantages l’emportent sur ses inconvénients, au vu de la liste (non exhaustive) ci-dessous :

Avantages :A1) Pas de coût de réservoir d’eau à prévoir.A2) Décalage possible entre les heures d’utilisation et les heures d’ensoleillement.A3) Le débit de la pompe peut être facilement adapté aux capacités de la

ressource en eau et/ou au débit optimum pour le système d’irrigation localisée.A4) Le pompage s’effectue à débit et pression constants, d’où :∗Pas de risque de sédimentation en irrigation localisée correctement choisie.∗Maintien de l'équilibre de la répartition de l'eau en irrigation localisée.∗La pompe peut toujours fonctionner à son point (débit/hauteur/vitesse de

rotation) optimal, ce qui devrait permettre un rendement global de pompage élevé.

A5) Possibilité de valoriser facilement l’énergie inutilisée sous forme d’électricité: les usages, les coûts et les tarifs des services correspondants sont variés, par exemple:

* Heures d’utilisation d’un petit moulin à céréales.* Recharge de batteries et de lampes solaires portables.* Eclairage public et de bâtiments publics (écoles, salles communes...).* Pompage d’eau en dehors des heures et périodes d’irrigation.* Combinaison de tout ou partie de ces services.

Inconvénients :I1) Surcoûts d’investissement initial dus à deux facteurs :∗Puissance crête souvent plus élevée (jusqu'à 10 à 30 % de modules en plus).∗Coût des batteries et du régulateur de charge-décharge augmentant le coût du Wc

installé.I2) Durée de vie limitée des batteries (5 à 7 ans pour des batteries de bonne

qualité correctement installées et entretenues en climat chaud), d’où la nécessité :∗de prévoir des provisions annuelles pour le remplacement des batteries au bout de

5 à 7 ans ;∗de prévoir des procédures d'entretien-maintenance spécifiques aux batteries

(nettoyage de contacts, vérification de la densité d'électrolyte, appoint d'eau distillée...).

I3) Précautions spécifiques :∗d'installation : coffre fermant à clé, local ventilé, interventions avec gants, tabliers,

rince-oeils à portée...∗d'exploitation : charges forcées périodiques, mesure des densités et vérification des

niveaux de l'électrolyte...∗gestion de l'énergie soigneuse pour éviter de vider les batteries au-delà de la

décharge journalière prévue (10 à 20 %) en limitant les valorisations de d'électricité stockée uniquement aux périodes excédentaires (besoins de pompage d'irrigation nettement inférieurs à leur valeur nominale).

I4) Poids, encombrement, sécurité : ces facteurs interviennent notamment sur le coût du transport. Celui-ci doit se faire batteries préchargées et «sèches», l’électrolyte étant transporté dans des bidons séparés.


50

I5) Recyclage à prévoir en fin de vie : neutralisation de l’acide, récupération du plomb et des coffres.

Figure 27 : Principe d’un système solaire d’irrigation localisée sur batteries.

A titre d’exemple, on trouvera ci-dessous une comparaison de ce modèle de pompage pour l’irrigation localisée par pompe solaire sur batteries dans le cas d’un périmètre de maraîchage de 5000 m2 à Dakar avec un système d’irrigation gravitaire au fil du soleil (cf. § 5.1 ci-dessus). L’actualisation sera de 3 % sur 15 ans dans les deux cas :

La solution d’irrigation localisée sur batteries nécessite 25 % de modules en plus que la solution d’irrigation gravitaire au fil du soleil, et le coût du m3 d’eau pompée est 2,5 fois supérieur dans la première solution.

:

:

Onduleur

B. CHABOT

Valorisation surplusélectricité

Régulateur decharge/décharge

Charge mini au dernier goutteur (5 mce):

Ligne piézométrique optimisée(total charge 10 à 12 mce)


Irrigation localisée

Dv: dénivellationentre la ressource eneau et le périmètremaraîcher

totale depompage

manométriqueHmt: hauteur

Batteries

Niveau statique

Niveau dynamiqueRabattement:

Ns

Nd

Comparaison (fil du soleil+gravitaire)/(Batteries+localisée) Unité Gravitaire LocaliséeDébit journalier pour 5000 m2 à Dakar: m3/jour 51 34

Dénivelé Dv: m 16,4 16,4Mise en charge amont irrigation(bassin pour gravitaire): m/mce 1,6 11,5Pertes de charge optimisées pompe/bassin ou tête réseau: m 0,5 0,5

Hmt: m 18,5 28,4Eim à inclinaison optimisée (novembre, Dakar, 20 degrés): kWh/m2.j 5,9 5,9

Irradation annuelle sur modules Eia: kWh/m2.an 2161 2161Produit Kp.Kcdb.Rond.Rmp: 0,27 0,22

Puissance crête calculée: Wc 1614 2027Puissance crête choisie: Wc 1600 2000

Capacité batterie calculée (48V, dj = 0,15): AH 0 1042Capacité nominale de la batterie C10: AH 0 1000

Nombre et puissance crête des modules: 8 x 4 x 50 Wc 10 x 4 x 50 WcCoût I pour 15/Wc installé + 0,15 $/Wh batteries installées: $ 24000 37200

Dem pour Kem = 3% (4% avec batteries): $/an 720 1488CGA (t = 3 % sur n = 15 ans, Kem = 3% (4% avec batteries): $/m3 0,15 0,37

Tarif de vente Tv pour TEC = 0,3 et F = 60% de l'eau vendue: $/m3 0,27 0,69


51

On pourrait déduire de cette comparaison que la solution d’irrigation localisée avec une pompe solaire sur batteries n’est pas intéressante vis-à-vis de l’irrigation gravitaire au fil du soleil , car menant à un surcoût trop important du m3 pompé.

Mais cette conclusion serait trop hâtive, car on doit faire intervenir les «coefficients de productivité spécifiques de l’eau pompée» (PSE) des deux solutions, définis comme le résultat annuel d’exploitation du périmètre irrigué rapporté au m3 d’eau pompée en moyenne par jour :

PSE = (PV-PR) Rs S / Qj {13}, où :

∗PV et PR sont respectivement les prix de vente et les prix de revient moyens de la production horticole annuelle.

∗Rs est le ratio de productivité spécifique moyen de production annuelle (en Kg de production par an et par m2).

∗S est la surface cultivée (m2).Le rapport des productivités spécifiques en irrigation localisée (PSEloc) avec

batteries par rapport à celui en irrigation gravitaire au fil du soleil (PSEgrav) est donc :

PSEloc / PSEgrav = [ (PVloc-PRloc) / (PVgrav-PRgrav) ] * (Rsloc/Rsgrav) * (Qjgrav/Qjloc)

Si ce rapport est supérieur ou égal au ratio de coût global actualisé du m3 pompé (soit 2,5 dans cet exemple de comparaison), l’irrigation localisée est plus intéressante que l’irrigation gravitaire. Or, l’irrigation localisée permet une économie en eau (Qjgrav/Qjloc = 1,5), une amélioration de la productivité (Rsloc/Rsgrav = 1,3 ou plus), une amélioration et une homogénéité de la qualité des produits (PVloc > PVgrav) et une réduction des coûts d’exploitation autres que ceux de l’eau pompée (PRloc < Prgrav).

Au total, le rapport (PSEloc / PSEgrav) est donc supérieur à 2, il est donc inférieur de moins de 25 % du rapport des coûts de l’eau pompée. Compte tenu que la solution avec batteries permet de valoriser les surplus d’électricité du générateur photovoltaïque (en vendant des services de recharge de batteries, d’heures de moulin à céréales, d’éclairage...), la balance entre les deux solutions est plus équilibrée que ne le laissait supposer le seul rapport des coûts d’investissement et du m3 d’eau pompée.

A titre d’exemple, on trouvera en ANNEXE 5, un exemple de comparaison avec un calcul mois par mois du surplus d’électricité du générateur avec batteries valorisable une fois que les besoins de pompage ont été satisfaits.

5.4. Modèle d’irrigation localisée hybride: pompe solaire au fil du soleil et groupes de reprise thermiquesCe modèle, dont le principe est décrit en figure 28 ci-dessous, présente l’avantage de pouvoir s’appliquer dans des cas où les usagers potentiels sont déjà habitués à l’usage privé ou collectif de groupes motopompes thermiques pour l’irrigation gravitaire, et où on préfère introduire un mode d’irrigation localisée présentant le moins de risques et de surcoûts possibles. En effet, du fait de la moindre sensibilité des groupes motopompes thermiques à la charge en tête du système d’irrigation localisée, on peut choisir un système d’irrigation localisée sans contrainte d’optimisation des pertes de charge comme dans le cas du photovoltaïque et sans contrainte d’horaires et de débit d’irrigation imposés par le pompage solaire (dans la mesure où le bassin de stockage d’eau est de débit suffisant).


52

Figure 28 : Principe d’un système d’irrigation localisée hybride : pompage collectif au fil du soleil et reprise par des groupes motopompes thermiques individuels.

Par rapport à une solution basée uniquement sur une ou des motopompes thermiques, le recours à une pompe solaire au fil du soleil pour assurer les besoins totaux en eau de la journée présente un certain nombre d’avantages :

∗Economies de carburant et d'émissions de gaz à effet de serre, justifiant l'implication des pouvoirs publics et des recours à des financements bonifiés pour les projets de développement favorables à l'environnement.

∗Meilleure utilisation de la ressource en eau que dans le cas de plusieurs petits groupes motopompes pompant simultanément (ce qui est d'ailleurs impossible dans un forage ou dans un puits au-delà de 7 m) et fonctionnement automatique contrairement à une pompe diesel collective nécessitant une présence journalière.

∗Familiarisation par étape des pouvoirs publics, des décideurs locaux et des usagers potentiels à la technologie et aux modes d'utilisation et de gestion des pompes photovoltaïques, et ce, dans une configuration (pompage au fil du soleil, gestion collective) déjà largement éprouvée en Afrique de l'Ouest.

Ce modèle présente un intérêt lorsque le dénivelé dynamique (c’est-à-dire lorsque l’on pompe l’eau) entre le niveau de la ressource en eau et la parcelle à irriguer est compris typiquement entre 7 m et 30 m :

∗En-dessous de 7 m, les groupes motopompes thermiques, en général équipés de pompes auto-amorçantes, peuvent pomper directement dans le puits, le canal ou la rivière.

∗Au-delà de 30 m, le coût du m3 pompé devient trop important pour justifier le pompage solaire (sauf cas très particuliers).

Le modèle de pompe solaire au fil du soleil utilisé pour cette irrigation localisée hybride est le même que ceux décrits aux § 5.1 et 5.2 ci-dessus. On pourra se reporter aux exemples correspondants pour avoir des exemples de performances et de coûts.

Rabattement:Niveau statique Ns:

Hg: hauteurgéométriquede pompage


Onduleur Bassin

Irrigation localiséeDv: dénivellationentre la ressource eneau et le périmètremaraîcher

Ligne piézométrique standard(total charge 20 à 30 mce)

Charge mini au dernier goutteur (10 mce)

B. CHABOT

Groupe motopompe thermique


53

6. SYNTHESE ET CONCLUSIONSLes modèles proposés ont chacun des spécificités qui les rendent plus ou moins intéressants dans les différentes configurations d’irrigation qui peuvent se présenter pour le petit maraîchage en Afrique. La figure 29 ci-après résume en particulier les zones de dénivellation Dv entre la ressource en eau et le niveau des parcelles à irriguer qui sont recommandées pour chacun des modèles proposés et étudiés dans ce guide.

On voit que les zones d’applications correspondantes sont suffisamment nombreuses pour trouver de nombreux cas d’applications, que ce soit avec des solutions éprouvées (pompage solaire au fil du soleil ou irrigation localisée standard) ou avec des solutions présentant des aspects innovants, aussi bien techniques (pompes sur batteries couplées avec une irrigation localisée optimisée pour nécessiter une faible charge en tête et avec valorisation des surplus d’électricité) que sociologiques (pompe solaire commune couplée avec des groupes motopompes de reprise individuels).

L’utilisation rationnelle des ressources locales en eau et en énergie en Afrique de l’Ouest devrait à terme favoriser le couplage de l’irrigation localisée et du pompage solaire. Un des facteurs clefs de la réussite sera une bonne organisation des projets et des programmes correspondants, en tenant compte du contexte local, des attentes, des besoins et des capacités techniques et financières des usagers. Si le pompage solaire présente des spécificités et des contraintes qu’il est indispensable de prendre en compte, on a vu qu’il est suffisamment souple pour pouvoir avoir le choix entre différents modèles d’utilisation en couplage avec l’irrigation localisée. Enfin, si l’analyse des coûts et de la rentabilité des projets de pompage solaire est un préalable incontournable avant toute décision, on a vu que les méthodes et les outils pour la mener à bien sont simples et faciles à mettre en œuvre.

Les bases théoriques pour définir des projets pilotes et pour mieux cerner le potentiel réel de l’irrigation solaire localisée en Afrique sont donc maintenant en grande partie disponibles.

Figure 29 : Zones cibles d’utilisation des modèles de pompage solaire pour l’irrigation gravitaire et localisée

+

motopompe

2 m

10 m

5 m7 m

20 m18 m

30 m

B. CHABOT 12/97

1 Dakar 5000 m2 2 Praia 7000 m2 3 Dakar 5000 m2

PV fil du soleil PV sur batteries PV fil du soleilRéservoir

PV fil du soleilRéservoir

Irrigation localiséeIrrigationgravitaire Optimisée (charge en tête:10 à 12 mce)

Standard (20 mce)

Reprise parthermique

30 m

Dénivellation Dv entre la ressource en eau et la parcelle (m)


54

ANNExES

ANNExE 1

Bibliographie par thèmes

Généralité[1] L. Arnaud, B. Gay : «De l’eau pour le maraîchage : expériences et procédés», GRET/

Ministère de la Coopération/Centre Technique de Coopération Agricole et Rurale, Paris, 1996.

[2] B. Chabot : «Analyse économique des filières d’énergie solaire», Rapport au Sommet Solaire Mondial, UNESCO, PARIS, juillet 1993.

[3] B. Chabot : «L’électrification décentralisée : état de l’art et perspectives techniques et économiques», revue de l’énergie, N° 475, février 1996, Paris.

[4] B. Chabot : «Electrification rurale : méthode et outils d’analyse», Systèmes solaires N°120, Paris, août 1997.

[5] Y. Traoré, L. Sylla & M. Sall : «Bilan des réalisations d’équipements en énergie solaire au Sahel : cas du Burkina-Faso, du Mali et du Sénégal», CRES/IEPF, Québec, 1993.

Gisement solaire[6] E. Raschke & alii : “Solar radiation Atlas of Africa”, A.A.Balkema, Rotterdam, 1991.[7] World Meteorological Organisation : “Meteorological Aspects of the Utilization of

Solar Radiation as an Energy Source”, WMO - N° 557 Vol. I & ANNEX : “World Maps of Relative Global Radiation”, WMO, Genève, 1981.

Electricité Photovoltaïque[8] Ouvrage collectif : «Energie solaire photovoltaïque», Ellipses Edition Marketing &

UNESCO, Paris, 1993.[9] L. Chancelier & E. Laurent : «L’électricité photovoltaïque», GRET/Ministère de la

Coopération/ADEME, Paris, 1996.[10] G. Foley: «Photovoltaic Applications in Rural Areas of the Developing World»,

World Bank Technical paper N°304, The World Bank, Washington, 1995.[11] T. Markvart : «Solar Electricity», UNESCO Energy Engineering Series, John Wiley

& Sons, England, 1994.[12] A. Ricaud: “Photopiles solaires : de la physique de la conversion photovoltaïque aux

filières, matériaux et procédés”, Presses polytechniques et universitaires romandes, Lausanne, 1997.

[13] B. Chabot : «From Costs to Prices: Economic Analysis of Photovoltaic Energy and Services», Progress in Photovoltaics, Vol. 6, John Wiley & Sons, à paraître, 1998.

[14] B. Chabot : “Vademecum Photovoltaïque”, Support de formation des professionnels du photovoltaïque “PHOTON”, ADEME, 1997.

Pompage solaire photovoltaïque[15] «Programme Régional Solaire : hydraulique villageoise et pompage solaire au

service du développement durable dans les pays du Sahel» : CCE-DGVIII/CILLS, FONDEM, Paris, 1996.

[16] J. Billerey : «Le pompage solaire photovoltaïque : 13 années d’expériences et de savoir faire au Mali», AFME/Ministère de la Coopération/DNHE-Mali, AFME , Paris, 1991.

[17] R. Barlow, B. McNelis and A. Derrick, «Status And Experience of Solar PV Pumping in Developing Countries», Proc. 10th European Photovoltaic Conference, Lisbonne, 1991, pp. 1143-1146.


55

[18] B. Chabot : “Détermination des caractéristiques d’un système photovoltaïque de pompage de l’eau”, Revue de l’Energie, N°477, avril-mai 1996, Paris.

[19] B. Chabot : “Le pompage photovoltaïque”, support de formation des professionnels de l’eau au CEFIGRE, ADEME, 1990.

[20] F. Kaboré, B. S. Sy, L. Hoang-Gia et J. M. Durand, «PV Energy for a Sustained Economic and Social Development in the Sahel Region : the Regional Solar Programme», Proc. 11th European Photovoltaic Conference, Montreux, 1992, pp. 1600-1605.

Energie Eolienne[21] «Guide de l’énergie éolienne», IEPF/FONDEM, à paraître, 1998, Québec/Paris.[22] J.A.C. Kentfield : «The Fundamentals of Wind-Driven Water Pumpers», Gordon and

breach Science Publishers, Amsterdam, 1996.[23] J. F. Walker, N. Jenkins : «Wind energy Technology», UNESCO Energy Engineering

Series, John Wiley & Sons, England, 1997.

Irrigation localisée[24] Guide technique «Intensification des cultures horticoles par l’application de l’exhaure

solaire et de la micro-irrigation - partim irrigation localisée des cultures horticoles en Afrique», FAO, Projet GCP/RAF/244/BEL, Dakar, 1997.


56

ANNExE 2

Glossaire, Unités, Constantes

GlossaireAccumulateurs électrochimiques : dispositifs de stockage électrochimiques basés sur un couple électrochimique et d’un électrolyte et produisant une force électromotrice déterminée par ce couple. Exemple : accumulateurs plomb-acide, accumulateurs nickel-cadmium.Air Mass (masse d’air relative) : ratio des longueurs de traversée de l’atmosphère pour le rayonnement* solaire considéré et le rayonnement du soleil au zénith.Albédo : coefficient de réflexion moyen du rayonnement solaire du sol.Batteries : assemblage mécanique et électrique d’éléments de stockage électrochimiques connectés en série. Exemple: batterie plomb-acide 12 V, 100 Ah, formé de 6 éléments plomb-acide de 100 Ah connectés en série.Capacité : Quantité d’électricité que peut fournir un accumulateur électrochimique entre son état chargé et déchargé. La capacité s’exprime en Ampères-heures (Ah), et elle dépend de la vitesse de décharge. Exemple: capacité C10: capacité mesurée pour une décharge en 10 heures; capacité C100 (plus représentative d’une décharge en utilisation dans les générateurs photovoltaïques): capacité mesurée pour une décharge en 100 heures.Cellule photovoltaïque : cf. photopile.Cellule solaire : cf. photopile.Centrale photovoltaïque : générateur photovoltaïque, en général de grande puissance, connecté à un réseau électrique.Champ de modules : juxtaposition de panneaux* photovoltaïques de mêmes caractéristiques avec leurs connexions électriques et leurs supports.Champ photovoltaïque : ensemble des champs de modules* d’un générateur* photovoltaïque.Constante solaire : valeur moyenne de l’éclairement* énergétique solaire en dehors de l’atmosphère.Dopage : en électronique, introduction contrôlée d’impuretés dans un corps très pur.Eclairement énergétique : densité du flux d’énergie de rayonnement tombant sur une surface (unité: W/m2). Son intégration sur un intervalle de temps est l’irradiation*.Elément : module de base d’un accumulateur électrochimique, fournissant une tension à ses bornes égale à la force électromotrice du couple électrochimique choisi et défini par sa capacité*.Energie : quantité de travail. Les transformations d’une forme d’énergie en une autre (par exemple pour le pompage la transformation de l’énergie mécanique fournie à l’arbre de la pompe en énergie potentielle, en énergie de pression et en énergie cinétique de l’eau) se font toujours avec un rendement inférieur à 1’unité.Générateur photovoltaïque : ensemble formé par le champ photovoltaïque et les dispositifs de stockage, de conversion et de distribution de l’électricité d’origine photovoltaïque.Irradiation : énergie solaire reçue par unité de surface dans un intervalle de temps déterminé (heure, jour, mois, année).Jonction(s) p-n : juxtaposition(s) de deux zones dopées différemment d’un semi-conducteur*, ce qui crée un champ électrique interne qui peut être utilisé pour la réalisation de diodes, de transistors ou de photopiles*.Module photovoltaïque : dispositif élémentaire formé par l’assemblage de photopiles interconnectées entre elles et encapsulées.


57

Panneau photovoltaïque : assemblage d’un seul tenant de modules* photovoltaïques interconnectés électriquement et éventuellement montés sur une même structure.Panneau solaire, capteur solaire, collecteur solaire : termes impropres à éviter soigneusement, car il peuvent donner lieu à confusion avec les dispositifs de conversion thermique de l’énergie solaire.Onduleur : appareil transformant du courant continu en courant alternatif.Parc de stockage : dispositif capable de stocker l’énergie électrique et de la restituer à la demande. En pratique, formé d’accumulateurs électrochimiques*. Photopile : dispositif transformant directement l’énergie solaire en électricité en utilisant l’effet photovoltaïque*.Photovoltaïque (effet) : se produit dans des corps semi-conducteurs* (par exemple du silicium) dans lesquels on a réalisé une jonction* p-n et soumis à la lumière: il se traduit par la création d’une paire électrons-trous et par la séparation des charges électriques correspondantes que l’on peut récupérer sous forme de courant électrique continu.Pression : force par unité de surface. On peut exprimer la pression dans un fluide en mètres de colonne de ce fluide.Puissance : quantité d’énergie* par unité de temps.Puissance crête : puissance délivrée par un module photovoltaïque dans les conditions d’essais de référence (STC: standard Tests Conditions: éclairement énergétique solaire de 1 000 W/m2, température de jonction* de 25°C, Air Mass* 1,5).Régulateur de charge/décharge : dispositif contrôlant la charge et la décharge du parc de stockage d’un générateur photovoltaïque.Rayonnement direct : flux énergétique provenant uniquement du disque solaire.Rayonnement diffus : flux énergétique provenant de la totalité du ciel (y compris les nuages), excepté le disque solaire.Rayonnement global : total du rayonnement direct et diffus.Rayonnement réfléchi : rayonnement dû à la réflexion du rayonnement solaire sur le sol et l’environnement du plan considéré (à l’exception des nuages).Rayonnement total : total du rayonnement global et du rayonnement réfléchi.Semi-conducteur : corps simples ou composés (silicium*, germanium, arséniure de gallium...) pouvant présenter des propriétés intermédiaires entre celles des corps conducteurs d’électricité et celles des isolants électriques. Silicium : corps simple semi-conducteur* présent dans 25 % de la croûte terrestre (sous forme de silice).Silicium amorphe : silicium* sous forme non cristalline. Pur, il ne présente pas de propriétés semi-conductrices.Silicium amorphe hydrogéné : silicium amorphe* allié en partie avec des atomes d’hydrogène, ce qui permet de l’utiliser comme corps semi-conducteur*, utilisable en particulier pour la réalisation de photopiles* en couches minces.Silicium cristallin : silicium* où les atomes sont rangés suivant un réseau ordonné et répétitif.Silicium monocristallin : cristal unique de silicium*, obtenu par tirage d’un cylindre à partir d’un germe de cristal de silicium, d’où la forme courante ronde des photopiles* à base de silicium monocristallin.Silicium multicristallin : silicium* formé par la juxtaposition de cristaux de silicium. Il est obtenu par coulée contrôlée de lingots parallélépipédiques, ce qui après découpage en plaquettes donnera la forme carrée des photopiles* réalisées sur ce substrat. Système photovoltaïque : ensemble formé d’un générateur photovoltaïque et des récepteurs électriques qui lui sont spécifiquement dédiés. Par exemple, un système


58

de pompage photovoltaïque est formé du générateur photovoltaïque, du groupe motopompe et de ses accessoires (jusqu’au refoulement de la pompe au minimum).

Unités

Multiples et sous multiples :1012 Téra (T)109 Giga (G)106 Méga (M)103 Kilo (K)10-3 milli (m)10-6 micro 10-9 nano 10-12 pico (p)

Système international d’unités: Unités S.I. fondamentales :Longueur : mètre (m), masse : kilogramme (kg), temps : seconde (s), intensité : Ampère (A), température : degré Kelvin (°K), intensité lumineuse : candela (c).

Unités dérivées : Surface : m2 (1Ha = 10 000 m2) Volume : m3 (1 l i t r e = 0 ,001 m 3) Accélération : ms-2

Force : Newton (N) : force accélérant de 1 ms-2 une masse de 1 Kg initialement au repos.

Energie : Joule (J) : 1 Joule = travail d’une force de 1 N sur 1 mètre; unités acceptées : Wh (3600 J) ; unités déconseillées : calorie (4,18 J), thermie (4,18 MJ), tep (42 GJ)

Puissance : Watt (W) : 1 W = 1 Joule par seconde ; unité déconseillée : Cheval Vapeur (736 W).

Pression : Pascal (Pa) : 1 Pascal = 1 Newton par m2. Unités acceptées: bar (1 bar = 105 Pascal), mètre de colonne de liquide (par exemple mètre de colonne d’eau : mce); unités déconseillées : kg/cm2, atmosphère, mm de mercure, torr, PSI.

Constantes

Accélération de la pesanteur (I.S.O.) : 9,80665 ms-2. Pour le pompage solaire, la valeur arrondie à 9,81 m/s2 est suffisante pour la précision du calcul (elle intervient dans le coefficient 2,725 des formules {7}, {8}, {9}, {10}).

Masse volumique de l’eau : 1 000 Kg/m3.

PCI (pouvoir Calorifique Inférieur) du carburant pour groupes motopompes thermiques : 11,6 kWh.Kg-1.Constante solaire : 1367 Wm-2: valeur moyenne du rayonnement solaire extra atmosphérique.


59

ANNExE 3

MéTHODES ET OUTILS POUR L’ANALYSE éCONOMIQUE DES PROjETS (Source: référence [21], chapitre «L’analyse économique de l’énergie éolienne» par B. CHABOT)

* L’actualisation : elle traduit notre préférence à disposer d’un bien (argent, énergie...) immédiatement plutôt que dans le futur. Préférer disposer de 100 F actuellement plutôt que de 120 F dans un an (en supposant une inflation nulle) revient à utiliser un taux d’actualisation t = 0,2 (soit 20 %). L’actualisation permet ainsi de comparer des recettes et des dépenses intervenant à des époques différentes en calculant leur valeur actuelle (cf. formule {2} ci-dessous).

Si le taux d’inflation i n’est pas nul (ce qui se traduirait par la nécessité de donner 100 x (1+i) F courants l’an prochain pour acheter un bien qui coûte actuellement 100 F), le taux d’actualisation réel t se déduit du taux d’actualisation nominal tn par la formule :

(1 + t) = (1 + tn) / (1 + i) {1}

Par exemple, si l’inflation est de 10 %, pour un taux d’actualisation nominal tn = 20 %, le taux d’actualisation réel t est de 9,1 %. Lorsque i est inférieur à 5 %, on peut utiliser l’approximation: t = tn - i.

* Valeur actuelle VA d’un encaissement ou d’un décaissement X à l’année n, avec un taux d’actualisation t :

VA (X,t,n) = X / (1+t)n {2}

* Echéance annuelle constante E d’un prêt de X Francs au taux d’intérêt t sur n années :

E (X,t,n) = X t(1+t)n / (((1+t)n)-1) = X Ka, {3}, avec Ka = t (1+t)n / (((1+t)n)-1)

* Somme S des valeurs actuelles d’un encaissement ou d’un décaissement annuel constant X pendant n années avec un taux d’actualisation t :

S (X,t,n) = X ((1+t)n)-1) / (t (1+t)n) = X / Ka {4}

* Valeur actuelle nette VAN d’un projet de coût d’investissement initial I sur une durée d’observation de n années avec un taux d’actualisation t :

VAN (I,t,n) = -I + j =à n (Encaissementsj - Décaissementsj) / (1+ t)j ) {5}

* Taux de rentabilité interne TRI :

TRI = valeur du taux d’actualisation t annulant VAN (I, t, n)

Si TRI est inférieur à t utilisé pour le projet : le projet n’est pas rentable : VAN (I,t,n) < 0.

Si TRI = t du projet: la VAN du projet est nulle, il est indifférent d’investir dans le projet ou de placer I à t % sur n ans (à taux de risques équivalents pour les deux démarches).

Si TRI > t du projet : le projet est rentable et dégagera une VAN égale à VAN (I, t, n). Tout se passera comme si on avait placé la somme I à TRI % sur n ans.


60

* Taux d’enrichissement relatif en capital TEC : TEC = VAN (I, t, n) / I {6}Si TEC < 0 : le projet n’est pas rentable, il conduirait à un appauvrissement de

l’investisseur.Si TEC = 0 : indifférence à investir ou à placer I à t % sur n ans (à taux de risques

équivalents).Si TEC > 0 : le projet est rentable et dégagera une VAN égale à TEC . I.

ACTUALISATION : TABLEAU DE VALEURS NUMéRIQUES DES COEFFICIENTS

t: taux réel d'actualisation (t = t% / 100).1 / (1 + t)^n: valeur actuelle de 1 F encaissé ou décaissé à l'année n dans le futur.

Ka: coefficient d'actualisation = t (1+t)^n / (((1+t)^n)-1) ( = échéance annuelle d'un prêt de 1 F sur n ans à t%)1/Ka: somme des valeurs actuelles de n versements annuels de 1 F effectués pendant n années

t%: n (ans): 3 4 5 6 7 8 10 12 15 20 25 301/(1+t)^n 0,9706 0,9610 0,9515 0,9420 0,9327 0,9235 0,9053 0,8874 0,8613 0,8195 0,7798 0,7419

1 Ka 0,3400 0,2563 0,2060 0,1725 0,1486 0,1307 0,1056 0,0888 0,0721 0,0554 0,0454 0,03871/Ka 2,9410 3,9020 4,8534 5,7955 6,7282 7,6517 9,4713 11,2551 13,8651 18,0456 22,0232 25,8077

1/(1+t)^n 0,9423 0,9238 0,9057 0,8880 0,8706 0,8535 0,8203 0,7885 0,7430 0,6730 0,6095 0,55212 Ka 0,3468 0,2626 0,2122 0,1785 0,1545 0,1365 0,1113 0,0946 0,0778 0,0612 0,0512 0,0446

1/Ka 2,8839 3,8077 4,7135 5,6014 6,4720 7,3255 8,9826 10,5753 12,8493 16,3514 19,5235 22,3965

1/(1+t)^n 0,9151 0,8885 0,8626 0,8375 0,8131 0,7894 0,7441 0,7014 0,6419 0,5537 0,4776 0,41203 Ka 0,3535 0,2690 0,2184 0,1846 0,1605 0,1425 0,1172 0,1005 0,0838 0,0672 0,0574 0,0510

1/Ka 2,8286 3,7171 4,5797 5,4172 6,2303 7,0197 8,5302 9,9540 11,9379 14,8775 17,4131 19,6004

1/(1+t)^n 0,8890 0,8548 0,8219 0,7903 0,7599 0,7307 0,6756 0,6246 0,5553 0,4564 0,3751 0,30834 Ka 0,3603 0,2755 0,2246 0,1908 0,1666 0,1485 0,1233 0,1066 0,0899 0,0736 0,0640 0,0578

1/Ka 2,7751 3,6299 4,4518 5,2421 6,0021 6,7327 8,1109 9,3851 11,1184 13,5903 15,6221 17,2920

1/(1+t)^n 0,8638 0,8227 0,7835 0,7462 0,7107 0,6768 0,6139 0,5568 0,4810 0,3769 0,2953 0,23145 Ka 0,3672 0,2820 0,2310 0,1970 0,1728 0,1547 0,1295 0,1128 0,0963 0,0802 0,0710 0,0651

1/Ka 2,7232 3,5460 4,3295 5,0757 5,7864 6,4632 7,7217 8,8633 10,3797 12,4622 14,0939 15,3725

1/(1+t)^n 0,8396 0,7921 0,7473 0,7050 0,6651 0,6274 0,5584 0,4970 0,4173 0,3118 0,2330 0,17416 Ka 0,3741 0,2886 0,2374 0,2034 0,1791 0,1610 0,1359 0,1193 0,1030 0,0872 0,0782 0,0726

1/Ka 2,6730 3,4651 4,2124 4,9173 5,5824 6,2098 7,3601 8,3838 9,7122 11,4699 12,7834 13,7648

1/(1+t)^n 0,8163 0,7629 0,7130 0,6663 0,6227 0,5820 0,5083 0,4440 0,3624 0,2584 0,1842 0,13147 Ka 0,3811 0,2952 0,2439 0,2098 0,1856 0,1675 0,1424 0,1259 0,1098 0,0944 0,0858 0,0806

1/Ka 2,6243 3,3872 4,1002 4,7665 5,3893 5,9713 7,0236 7,9427 9,1079 10,5940 11,6536 12,4090

1/(1+t)^n 0,7938 0,7350 0,6806 0,6302 0,5835 0,5403 0,4632 0,3971 0,3152 0,2145 0,1460 0,09948 Ka 0,3880 0,3019 0,2505 0,2163 0,1921 0,1740 0,1490 0,1327 0,1168 0,1019 0,0937 0,0888

1/Ka 2,5771 3,3121 3,9927 4,6229 5,2064 5,7466 6,7101 7,5361 8,5595 9,8181 10,6748 11,2578

1/(1+t)^n 0,7722 0,7084 0,6499 0,5963 0,5470 0,5019 0,4224 0,3555 0,2745 0,1784 0,1160 0,07549 Ka 0,3951 0,3087 0,2571 0,2229 0,1987 0,1807 0,1558 0,1397 0,1241 0,1095 0,1018 0,0973

1/Ka 2,5313 3,2397 3,8897 4,4859 5,0330 5,5348 6,4177 7,1607 8,0607 9,1285 9,8226 10,2737

1/(1+t)^n 0,7513 0,6830 0,6209 0,5645 0,5132 0,4665 0,3855 0,3186 0,2394 0,1486 0,0923 0,057310 Ka 0,4021 0,3155 0,2638 0,2296 0,2054 0,1874 0,1627 0,1468 0,1315 0,1175 0,1102 0,1061

1/Ka 2,4869 3,1699 3,7908 4,3553 4,8684 5,3349 6,1446 6,8137 7,6061 8,5136 9,0770 9,4269

1/(1+t)^n 0,7312 0,6587 0,5935 0,5346 0,4817 0,4339 0,3522 0,2858 0,2090 0,1240 0,0736 0,043711 Ka 0,4092 0,3223 0,2706 0,2364 0,2122 0,1943 0,1698 0,1540 0,1391 0,1256 0,1187 0,1150

1/Ka 2,4437 3,1024 3,6959 4,2305 4,7122 5,1461 5,8892 6,4924 7,1909 7,9633 8,4217 8,6938

1/(1+t)^n 0,7118 0,6355 0,5674 0,5066 0,4523 0,4039 0,3220 0,2567 0,1827 0,1037 0,0588 0,033412 Ka 0,4163 0,3292 0,2774 0,2432 0,2191 0,2013 0,1770 0,1614 0,1468 0,1339 0,1275 0,1241

1/Ka 2,4018 3,0373 3,6048 4,1114 4,5638 4,9676 5,6502 6,1944 6,8109 7,4694 7,8431 8,0552

1/(1+t)^n 0,6931 0,6133 0,5428 0,4803 0,4251 0,3762 0,2946 0,2307 0,1599 0,0868 0,0471 0,025613 Ka 0,4235 0,3362 0,2843 0,2502 0,2261 0,2084 0,1843 0,1690 0,1547 0,1424 0,1364 0,1334

1/Ka 2,3612 2,9745 3,5172 3,9975 4,4226 4,7988 5,4262 5,9176 6,4624 7,0248 7,3300 7,4957

1/(1+t)^n 0,6750 0,5921 0,5194 0,4556 0,3996 0,3506 0,2697 0,2076 0,1401 0,0728 0,0378 0,019614 Ka 0,4307 0,3432 0,2913 0,2572 0,2332 0,2156 0,1917 0,1767 0,1628 0,1510 0,1455 0,1428

1/Ka 2,3216 2,9137 3,4331 3,8887 4,2883 4,6389 5,2161 5,6603 6,1422 6,6231 6,8729 7,0027

1/(1+t)^n 0,6575 0,5718 0,4972 0,4323 0,3759 0,3269 0,2472 0,1869 0,1229 0,0611 0,0304 0,015115 Ka 0,4380 0,3503 0,2983 0,2642 0,2404 0,2229 0,1993 0,1845 0,1710 0,1598 0,1547 0,1523

1/Ka 2,2832 2,8550 3,3522 3,7845 4,1604 4,4873 5,0188 5,4206 5,8474 6,2593 6,4641 6,5660


61

ANNEx 4

LE GISEMENT SOLAIRE EN AFRIQUE DE L’OUEST : Données et caractéristiques utiles pour les applications photovoltaïques.

Rayonnement solaire global sur un plan horizontal (kWh/m2). Source: HWO, Progensa, Séville,1993.

Pays Lieu Lat (d) J F M A M J J A S O N D Année

Angola Luanda -8,8 5,7 5,9 5,5 5,1 4,8 4,3 3,5 3,6 4,5 5 5,5 5,7 4,9Cap-Vert Praia 14,9 5,4 6,2 7,3 7,8 7,5 7,2 6,2 5,8 6 5,9 5,1 4,5 6,2Congo Brazzaville -4,2 5 5,1 5,3 5,4 4,4 3,9 3,5 4,1 4,5 4,6 5,2 4,8 4,6Egypte Assouan 24 4,9 6 7,1 7,8 8,5 8,6 8,4 8 7,1 6 5,4 4,8 6,9Ghana Accra 5,6 4,3 5 5,5 5,5 5,5 4,4 4,2 4,2 4,8 5,5 5,5 4,7 4,9Guinée Kankan 10,3 5,5 5,8 6 5,9 5,8 5,7 5,1 5 5,4 5,7 5,4 5,1 5,5Guinée-Bissau Bissau 11,8 5,2 5,9 7,1 7,5 7,1 6 5,4 4,4 5,6 5,7 5,2 5 5,8Kenya Nairobi -1,3 6,5 6,7 6,3 5,5 4,7 4,4 3,7 4,1 5,3 5,7 5,5 6,1 5,4Maroc Agadir 30,7 3,7 4,5 5,5 6,5 6,8 6,6 6,6 6,0 5,5 4,6 3,7 3,3 5,3Maroc Marrakech 31,8 3,3 4 5,2 6,2 6,9 7,5 7,8 7,1 6 4,7 3,6 3,1 5,5Mauritanie Nouakchott 18,1 5,7 6,2 7,2 7,8 7,7 7,7 7,2 7,1 6,7 6,3 5,5 5,1 6,7Mauritanie Nema 16,6 5 5,6 6 6,3 6,3 5,7 6 6 5,8 5,5 4,6 4,3 5,6Mozambique Maputo -25,9 6,7 6,5 5,9 5,1 4,4 4 4 4,7 4,9 5 6,1 6 5,3Namibie Windhoek -22,5 7,1 6,9 6 5,8 5,3 4,8 5,1 5,9 6,8 7,3 7,5 7,7 6,3Nigéria Benin City -6,5 4,3 4,7 4,8 4,8 4,3 4,6 3,6 3,5 3,9 4,4 4,8 4,5 4,3Ouganda Entebbé 0 5 5 5,1 7,8 4,5 4,4 4,3 4,6 5 4,9 4,9 4,8 5,0RCA Bangui 4,3 4,5 5,1 5,8 5,7 5,5 4,8 4,5 4,6 5,1 5,3 4,6 4,4 5,0Sao Tomé Sao Tomé 0,3 3,8 4,2 4,1 4,4 4,6 4,4 4 4,1 4,2 4,1 4,1 3,8 4,1Sénégal Dakar 14,7 5,1 6,1 6,7 7,1 6,9 6,4 5,6 5,3 5,3 5,6 5,1 4,7 5,8Soudan El Fasher 13,6 5,7 6,5 7 7,2 7,1 6,8 6,4 6,4 6,5 6,3 6 5,7 6,5Tanzanie Dar El salam -6,8 5,3 5,4 4,8 3,9 4,3 4,3 4,3 4,6 4,9 5,1 5,7 5,5 4,8Tchad N'Djaména 12,1 5,9 6,6 7,3 7 7 6,7 6,3 5,8 6,3 6,7 6,4 5,9 6,5Tunisie Sidi Bou Saïd 36,8 2,4 3,1 4,4 5,4 6,7 7,3 7,5 6,6 5,3 4 2,9 2,3 4,8R. D. Congo Kinshasa -4,3 4,2 4,6 4,8 4,7 4,1 4,3 3,1 3,5 4 4,2 4,5 4,2 4,2Zambie Lusaka -15,3 4,4 4,5 4,9 5 4,9 4,6 4,8 5,6 5,8 6,3 5,7 4,8 5,1Zimbabwe Hararé -17,8 6,2 6 5,9 5,5 5,1 4,8 5,1 5,9 6,7 6,9 6,5 6 5,9


62

Cap-Vert: Praia

0123456789

J F M A M J J A S O N D

Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)

Moyenne: 6,2 kWh/m2.j

Congo: Brazzaville

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)


Sénégal: Dakar

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)


Guinée: Kankan

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)


Kinshasa

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)

Moyenne: 4,2 Mauritanie: Nouakchott

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)

Moyenne: 6,7 kWh/m2.jkWh/m2.j


63

Egypte: Assouan

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)Moyenne: 6,9

kWh/m2.j

Tunisie: Sidi Bou Saïd

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)


France: Nice

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)


Maroc: Marrakech

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)


France: Lille

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2/

jour

)

Moyenne: 3 kWh/m2.j

Maroc: Agadir

0123456789


Mois

H (k

Wh/

m2.

jour

)



64

Sta

tion:

Dak

arPa

ys:S

énég

alR

ayon

nem

ent g

loba

l sur

un

plan

hor

izon

tal

Sour

ce d

es d

onné

es: W

RD

CN

ota:

les v

aleu

rs d

es c

ases

"nc

" so

nt e

stim

ées à

par

tir d

es v

aleu

rs m

oyen

nes d

es m

esur

es d

es a

utre

s ann

ées

Ann

éeV

aleu

rs m

ensu

elle

s mes

urée

s de

G e

n J/

cm2.

jour

(not

a: n

c =

"non

con

nu")

N°

Dat

eJ

FM

AM

JJ

AS

ON

DN

moi

s OK

119

9014

4518

6419

5723

9025

0421

5220

1020

3020

9317

9116

1316

1912

219

88nc

1529

2268

2403

2365

2058

1920

nc18

5920

49nc

1477

93

1987

1632

1924

2287

2064

1946

2068

1960

nc17

27nc

ncnc

84

1986

1605

2111

2311

ncnc

2174

2035

1855

1835

1925

1478

1379

105

1984

nc19

90nc

2505

2284

2119

2022

2157

1988

1950

1958

1532

106

1982

1949

2112

2364

2584

2554

ncnc

1693

1865

1988

1731

1616

107

1981

1429

1992

2464

2472

2321

2474

2024

2184

2148

2200

1838

1685

128

1980

1902

2066

2397

2394

2389

2149

1967

1958

1956

2061

1866

1633

129

1979

1619

2285

2177

2378

2182

1994

1922

1920

1909

2019

nc15

6711

1019

7817

62nc

nc25

8523

5520

6717

6719

1019

7820

2016

0415

7610

Tota

l mes

ures

:13

343

1787

318

225

2177

520

900

1925

517

627

1570

719

358

1800

312

088

1408

4To

t. m

. ok:

104

N a

nnée

s com

plèt

es:

89

89

99

98

109

79

Tot.

m. o

k:10

4M

oy. m

esur

es :

1668

1986

2278

2419

2322

2139

1959

1963

1936

2000

1727

1565

Ann

éeV

aleu

rs m

esur

ées e

t ext

rapo

lées

de

G e

n J/

cm2.

jour

pou

r le

moi

s de:

Tota

lM

oyTo

tal

Moy

N°

Dat

eJ

FM

AM

JJ

AS

ON

DJ/

cm2.

anJ/

cm2.

jour

kWh/

m2.

ankW

h/m

2.jo

ur1

1990

1445

1864

1957

2390

2504

2152

2010

2030

2093

1791

1613

1619

7136

6819

5519

825,

432

1988

1668

1529

2268

2403

2365

2058

1920

1963

1859

2049

1727

1477

7092

3519

4319

705,

403

1987

1632

1924

2287

2064

1946

2068

1960

1963

1727

2000

1727

1565

6954

0919

0519

325,

294

1986

1605

2111

2311

2419

2322

2174

2035

1855

1835

1925

1478

1379

7127

0019

5319

805,

425

1984

1668

1990

2278

2505

2284

2119

2022

2157

1988

1950

1958

1532

7434

4120

3720

655,

666

1982

1949

2112

2364

2584

2554

2139

1959

1693

1865

1988

1731

1616

7465

1920

4520

745,

687

1981

1429

1992

2464

2472

2321

2474

2024

2184

2148

2200

1838

1685

7672

5321

0221

315,

848

1980

1902

2066

2397

2394

2389

2149

1967

1958

1956

2061

1866

1633

7523

1520

6120

905,

739

1979

1619

2285

2177

2378

2182

1994

1922

1920

1909

2019

1727

1567

7198

0219

7219

995,

4810

1978

1762

1986

2278

2585

2355

2067

1767

1910

1978

2020

1604

1576

7263

3719

9020

185,

53M

oy. a

nnée

s 1 à

5:

1604

1884

2220

2356

2284

2114

1989

1994

1900

1943

1701

1514

7148

9119

5919

865,

44M

oy. a

nnée

s 1 à

10:

1668

1986

2278

2419

2322

2139

1959

1963

1936

2000

1727

1565

7286

6819

9620

245,

55M

oy. 1

-10

(kW

h/m

2.j):

4,63

5,52

6,33

6,72

6,45

5,94

5,44

5,45

5,38

5,56

4,80

4,35

Max

imum

:21

315,

84M

axi (

kWh/

m2.

j):5,

416,

356,

847,

187,

096,

875,

656,

075,

976,

115,

444,

68M

inim

um:

1932

5,29

Min

i (kW

h/m

2.j):

3,97

4,25

5,44

5,73

5,41

5,54

4,91

4,70

4,80

4,98

4,11

3,83

Ecar

t min

i/moy

enne

:-4

,7%

Ecar

t max

i min

i/moy

:-1

4%-2

3%-1

4%-1

5%-1

6%-7

%-1

0%-1

4%-1

1%-1

0%-1

4%-1

2%


65

St

atio

n:D

akar

Pays

:Sén

égal

Ray

onne

men

t glo

bal s

ur u

n pl

an h

oriz

onta

lSo

urce

des

don

nées

: WR

DC

Irra

diat

ion

glob

ale

Moy

.M

axi

Min

i

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

7,5

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Moi

s

kWh/m2.jour

Irra

diat

ion

glob

ale

jour

naliè

re m

oyen

ne

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5 19

9019

8819

8719

8619

8419

8219

8119

8019

7919

78

Ann

ée

kWh/m2.jour


66

Hel

ios

: cal

cul d

'irra

diat

ions

sol

aire

s su

r un

plan

incl

iné

orie

nté

vers

l'équ

ateu

r

Site

: D

akar

Pays

:Sén

égal

Alb

edo:

0,2

Latit

ude:

14,7

0de

grés

NLo

ngitu

de:

degr

és0

Rép

artit

ion:

Glo

bal

Dire

ctD

iffus

Incl

inai

son

(deg

rés)

:20

Tota

lD

irect

Diff

usA

lbed

oTo

tal a

nnue

l (kW

h/m

2):

2125

1456

669

Tota

l ann

uel (

kWh/

m2)

:21

6115

0064

813

Moy

enne

(kW

h/m

2.jo

ur):

5,82

3,99

1,83

Moy

enne

(kW

h/m

2.jo

ur):

5,92

4,11

1,78

0,04

Pour

cent

age:

100%

69%

31%

Pour

cent

age:

100%

69%

30%

1%

Ray

onne

men

t sur

un

plan

hor

izon

tal

00,

511,

522,

533,

544,

555,

566,

577,

5

Jan

Mars

Mai

Juillet

Sept

Nov

Moi

s

kWh/m2.jour

Glob

al h

orizo

ntal

Diff

us h

orizo

ntal

Dire

ct

Diff

us

Ray

onne

men

t tot

al s

ur u

n pl

an in

clin

é

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

5,0

5,5

6,0

6,5

7,0

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Aout

Sept

Oct

Nov

Déc

Moi

s

kWh/m2.jour

Alb

edo

incl

iné

Diff

us in

clin

éD

irect

incl

iné


67

H

elio

s : c

alcu

l d'ir

radi

atio

ns s

olai

res

sur u

n pl

an in

clin

é or

ient

é ve

rs l'é

quat

eur

Site

:Dak

arPa

ys:S

énég

al

Latit

ude:

14,7

0de

grés

NLo

ngitu

de:

degr

és

Alb

edo:

0,2

Incl

inai

son

Ann

éesu

r hor

iz.M

oy.

Tota

lD

egré

skW

h/j

kWh/

an0

5,82

2125

105,

9421

6615

5,94

2170

205,

9221

6130

5,78

2108

Irra

diat

ion

Sola

ire

Tota

le

0

0,51

1,52

2,53

3,54

4,55

5,56

6,57

7,5

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Aout

Sept

Oct

Nov

Déc

Moi

s

kWh/m2.jour

0 10 15 20 30 40

Incl

inai

son

(deg

rés)

:


68

H

elio

s : c

alcu

l d'ir

radi

atio

ns so

laire

s sur

un

plan

incl

iné

orie

nté

vers

l'éq

uate

ur

Site

: Pra

iaPa

ys:C

ap-V

ert

Latit

ude:

14,9

0de

grés

NLo

ngitu

de:

degr

és

Alb

edo:

0,2

Incl

inai

son

Ann

éesu

r hor

iz.

Moy

.To

tal

Deg

rés

kWh/

jkW

h/an

06,

2422

7710

6,35

2318

156,

3523

1820

6,32

2306

306,

1422

43

Irra

diat

ion

Sola

ire

Tot

ale

0

0,51

1,52

2,53

3,54

4,55

5,56

6,57

7,58

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Aout

Sept

Oct

Nov

Déc

Moi

s

kWh/m2.jour

0 10 15 20 30 40

Incl

inai

son

(deg

rés)

:


69

H

elio

s : c

alcu

l d'ir

radi

atio

ns so

laire

s sur

un

plan

incl

iné

orie

nté

vers

l'éq

uate

ur

Site

: Nou

akch

ott

Pays

:Mau

ritan

ie

Latit

ude:

18,1

0de

grés

NLo

ngitu

de:

degr

és

Alb

edo:

0,2

Incl

inai

son

Ann

éesu

r hor

iz.

Moy

.To

tal

Deg

rés

kWh/

jkW

h/an

06,

6824

4010

6,88

2512

156,

9225

2720

6,92

2526

306,

8024

81

Irra

diat

ion

Sola

ire

Tot

ale

0

0,51

1,52

2,53

3,54

4,55

5,56

6,57

7,58

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Aout

Sept

Oct

Nov

Déc

Moi

s

kWh/m2.jour

0 10 15 20 30 40

Incl

inai

son

(deg

rés)

:


70

H

elio

s : c

alcu

l d'ir

radi

atio

ns so

laire

s sur

un

plan

incl

iné

orie

nté

vers

l'éq

uate

ur

Site

: Nem

aPa

ys:M

aurit

anie

Latit

ude:

16,6

0de

grés

NLo

ngitu

de:

degr

és

Alb

edo:

0,2

Incl

inai

son

Ann

éesu

r hor

iz.

Moy

.To

tal

Deg

rés

kWh/

jkW

h/an

05,

5920

4110

5,72

2087

155,

7420

9320

5,72

2088

305,

6020

45

Irra

diat

ion

Sola

ire

Tot

ale

0

0,51

1,52

2,53

3,54

4,55

5,56

6,5

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Aout

Sept

Oct

Nov

Déc

Moi

s

kWh/m2.jour

0 10 15 20 30 40

Incl

inai

son

(deg

rés)

:


71

H

elio

s : c

alcu

l d'ir

radi

atio

ns so

laire

s sur

un

plan

incl

iné

orie

nté

vers

l'éq

uate

ur

Site

: N'D

jam

éna

Pays

:Tch

ad

Latit

ude:

12,1

0de

grés

NLo

ngitu

de:

degr

és

Alb

edo:

0,2

Incl

inai

son

Ann

éesu

r hor

iz.

Moy

.To

tal

Deg

rés

kWh/

jkW

h/an

06,

4923

6910

6,62

2417

156,

6324

2120

6,60

2411

306,

4423

49

Irra

diat

ion

Sola

ire

Tot

ale

0

0,51

1,52

2,53

3,54

4,55

5,56

6,57

7,58

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Aout

Sept

Oct

Nov

Déc

Moi

s

kWh/m2.jour

0 10 15 20 30 40

Incl

inai

son

(deg

rés)

:


72

H

elio

s : c

alcu

l d'ir

radi

atio

ns so

laire

s sur

un

plan

incl

iné

orie

nté

vers

l'éq

uate

ur

Site

: Kan

kan

Pays

:Gui

née

Latit

ude:

10,3

0de

grés

NLo

ngitu

de:

degr

és

Alb

edo:

0,2

Incl

inai

son

Ann

éesu

r hor

iz.

Moy

.To

tal

Deg

rés

kWh/

jkW

h/an

05,

5320

1910

5,61

2046

155,

6020

4420

5,56

2030

305,

4019

72

Irra

diat

ion

Sola

ire

Tot

ale

0

0,51

1,52

2,53

3,54

4,55

5,56

6,57

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Aout

Sept

Oct

Nov

Déc

Moi

s

kWh/m2.jour

0 10 15 20 30 40

Incl

inai

son

(deg

rés)

:


73

H

elio

s : c

alcu

l d'ir

radi

atio

ns s

olai

res

sur u

n pl

an in

clin

é or

ient

é ve

rs l'é

quat

eur

Site

:Bis

sau

Pays

:Gui

née-

Biss

au

Latit

ude:

11,8

0de

grés

NLo

ngitu

de:

degr

és

Alb

edo:

0,2

Incl

inai

son

Ann

éesu

r hor

iz.M

oy.

Tota

lD

egré

skW

h/j

kWh/

an0

5,84

2131

105,

9221

6015

5,91

2157

205,

8721

4130

5,69

2077

Irra

diat

ion

Sola

ire

Tota

le

0

0,51

1,52

2,53

3,54

4,55

5,56

6,57

7,5

Jan

Fév

Mars

Avril

Mai

Juin

Juillet

Aout

Sept

Oct

Nov

Déc

Moi

s

kWh/m2.jour

0 10 15 20 30 40

Incl

inai

son

(deg

rés)

:


74

Ir

riga

tion

en A

friq

ue:

Site

:D

akar

Type

irrig

atio

n:G

ravi

tair

eH

mt r

ef:

18,5

mS:

0,5

Ha

Moi

s réf

. le

plus

déf

avor

able

:Nov

embr

eTa

ux d

'effic

acité

:0,

6Pc

:1,

600

kWc

Incl

.:20

degr

ésM

ois r

éfér

ence

:N

ovQ

j ref

:51

m3/

jour

Ei re

f:5,

9kW

h/m

2.j

Kp:

0,75

Ron

d:0,

93R

mp:

0,39

Para

mèt

reU

nité

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Ann

éeM

oy/jo

urN

ombr

e de

jour

s du

moi

s31

2831

3031

3031

3130

3130

3136

5ET

0m

m/jo

ur3,

93,

523,

763,

763,

64,

724,

85

4,93

4,25

5,1

3,84

1558

4,27

Cul

ture

haric

otha

ricot

haric

otar

achi

dear

achi

dear

achi

dear

achi

deto

mat

eto

mat

eto

mat

eto

mat

eto

mat

eK

c0,

91

10,

451,

051,

050,

70,

451,

11,

21,

20,

8B

esoi

ns e

n ea

u de

la c

ultu

rem

m/jo

ur3,

513,

523,

761,

693,

784,

963,

362,

255,

425,

106,

123,

0714

143,

87B

esoi

n en

eau

d'ir

riga

tion

m3/

j.Ha

29,3

29,3

31,3

14,1

31,5

41,3

28,0

18,8

45,2

42,5

51,0

25,6

1178

432

,28

Hm

tm

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

Enso

leill

emen

t tot

al E

ikW

h/m

2.j

66,

856,

96,

756,

15,

55

4,9

5,25

65,

95,

621

495,

89Re

f: Be

soin

s*H

mt/E

i max

im

4/kw

h/j

9079

8439

9613

910

471

159

131

160

85

Déb

it p

ompé

Qj

m3/

jour

51,9

59,2

59,6

58,3

52,7

47,5

43,2

42,4

45,4

51,9

51,0

48,4

1857

950

,9m

3/m

ois

1608

1658

1849

1750

1635

1426

1340

1313

1361

1608

1530

1501

Taux

d'u

tilis

atio

n en

irrig

atio

n0,

560,

500,

530,

240,

600,

870,

650,

441,

000,

821,

000,

530,

63Ea

u po

mpé

e en

surp

lus:

m3/

moi

s70

183

787

813

2765

818

747

273

26

290

070

7m

3/jo

ur22

,629

,928

,344

,221

,26,

215

,223

,60,

29,

40,

022

,867

94,7

18,6

2

ANNExE 5

ExEMPLES D’ANALYSE DéTAILLéE D’IRRIGATIONS SOLAIRES GRAVITAIRE ET LOCALISéE


75

Ir

riga

tion

en A

friq

ue:

S

ite:

Dak

arIr

rigat

ion:

Gra

vita

ireH

mt:

18,5

mS:

0,5

Ha

Taux

d'ef

ficac

ité:

0,6

Pc:

1,60

0kW

cIn

cl.:

20de

grés

Irri

gatio

n So

lair

e gr

avita

ire

au fi

l du

sole

il

Déb

it irr

igat

ion

Déb

it to

tal

0102030405060

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Moi

s

m3/jour

Rel

atio

n be

soin

s en

eau/

irra

diat

ion

sola

ire

01234567

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Moi

s

mm/j, kWh/m2.j

ET0

Bes

oins

en

eau

dela

cul

ture

Enso

leill

emen

tto

tal E

i

Surp

lus e

n ea

u

051015202530354045

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Moi

s

m3/jour


76

Ir

riga

tion

en A

friq

ue:

Site

:D

akar

Type

irrig

atio

n:lo

calis

ée, s

olai

re +

bat

teri

esH

mt r

ef:

28,4

mS:

0,5

Ha

Moi

s réf

. le

plus

déf

avor

able

:Nov

embr

eTa

ux d

'effic

acité

:0,

9Pc

:2,

000

kWc

Incl

.:20

degr

ésM

ois r

éfér

ence

:N

ovQ

j ref

:34

m3/

jour

Ei re

f:5,

9kW

h/m

2.j

Kp:

0,75

Ron

d:0,

9R

mp:

0,47

Kcd

b:0,

7dj

:0,

15C

10 b

att:

1000

AH

Para

mèt

reU

nité

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Ann

éeM

oy/jo

urN

ombr

e de

jour

s du

moi

s31

2831

3031

3031

3130

3130

3136

5ET

0m

m/jo

ur3,

93,

523,

763,

763,

64,

724,

85

4,93

4,25

5,1

3,84

1558

4,27

Cul

ture

haric

otha

ricot

haric

otar

achi

dear

achi

dear

achi

dear

achi

deto

mat

eto

mat

eto

mat

eto

mat

eto

mat

eK

c0,

91

10,

451,

051,

050,

70,

451,

11,

21,

20,

8B

esoi

ns e

n ea

u de

la c

ultu

rem

m/jo

ur3,

513,

523,

761,

693,

784,

963,

362,

255,

425,

106,

123,

0714

143,

87B

esoi

n en

eau

d'ir

riga

tion

m3/

j.Ha

19,5

19,6

20,9

9,4

21,0

27,5

18,7

12,5

30,1

28,3

34,0

17,1

7856

21,5

2H

mt

m28

,428

,428

,428

,428

,428

,428

,428

,428

,428

,428

,428

,428

,4En

sol e

illem

ent t

otal

Eik

Wh/

m2.

j6

6,85

6,9

6,75

6,1

5,5

54,

95,

256

5,9

5,6

2149

5,89

Ref:

Beso

ins*

Hm

t/Ei m

axi

m4/

kwh/

j92

8186

4098

142

106

7216

313

416

487

Déb

it p

ompé

Qj

m3/

jour

34,6

39,5

39,8

38,9

35,2

31,7

28,8

28,2

30,3

34,6

34,0

32,3

1238

633

,9m

3/m

ois

1072

1105

1233

1167

1090

951

893

875

908

1072

1020

1000

Taux

d'u

tilis

atio

n en

irrig

atio

n0,

560,

500,

530,

240,

600,

870,

650,

441,

000,

821,

000,

530,

63Ea

u po

mpé

e en

surp

lus:

m3/

moi

s46

755

858

588

543

912

531

548

84

194

047

1m

3/jo

ur15

,119

,918

,929

,514

,24,

210

,115

,70,

16,

20,

015

,245

29,8

12,4

1Pr

oduc

tion

cham

p PV

kWhc

c/j

9,00

10,2

710

,35

10,1

29,

158,

257,

507,

357,

879,

008,

858,

4032

248,

83Po

mpa

ge (a

val b

atte

ries)

kWhc

c/j

3,55

3,56

3,81

1,71

3,83

5,02

3,40

2,28

5,49

5,16

6,19

3,11

1431

3,92

Perte

s tot

ales

ch.

/dec

h. b

att.

kWhc

c/j

2,70

3,08

3,10

3,04

2,74

2,47

2,25

2,20

2,36

2,70

2,65

2,52

967

2,65

kWh

valo

risab

les a

val b

att.

kWh

cc/j

2,75

3,63

3,44

5,37

2,58

0,76

1,85

2,87

0,02

1,14

0,00

2,77

825

2,26


77

Ir

riga

tion

en A

friq

ue:

S

ite:

Dak

arIr

rigat

ion:

loca

lisée

, sol

aire

+ b

atte

ries

Hm

t: 28

,4m

S:0,

5H

aTa

ux d

'effic

acité

:0,

9Pc

:2,

000

kWc

Incl

.:20

degr

és

Irri

gatio

n So

lair

e gr

avita

ire

au fi

l du

sole

il

Déb

it irr

igat

ion

Déb

it to

tal

0510152025303540

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Moi

s

m3/jour

Rel

atio

n be

soin

s en

eau/

irra

diat

ion

sola

ire

01234567

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Moi

s

mm/j, kWh/m2.j

ET0

Bes

oins

en

eau

dela

cul

ture

Enso

leill

emen

tto

tal E

i

Surp

lus e

n ea

u

051015202530

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Moi

s

m3/jour


78

Si

te: D

akar

Irrig

atio

n:lo

calis

ée, s

olai

re +

bat

terie

sH

mt:

28,4

mS:

0,5

Ha

Taux

d'ef

ficac

ité:

0,9

Pc:

2,00

0kW

cIn

cl.:

20de

grés

Dia

gram

me

d'ut

ilisa

tion

de l'

élec

tric

ité

024681012

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Moi

s

kWh/jour

kWh

valo

risab

les a

val b

att.

Perte

s tot

ales

ch.

/dec

h. b

att.

Pom

page

(ava

l bat

terie

s)

Surp

lus d

'éle

ctri

cité

stoc

kée

valo

risa

ble

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

JF

MA

MJ

JA

SO

ND

Moi

s

kWhcc/jour en aval batteries

La Production et Protection Intégrées appliquée aux cultures maraîchères en Afrique soudano-sahélienne

CENTRE POUR LE DÉVELOPPEMENT DE L'HORTICULTURECAMBÉRÈNE – DAKAR

partim pompage photovoltaïque · 2021. 2. 8. · L’IRRIGATION LOCALISEE 43 4.1. Considérations...

Documents

Transcript of partim pompage photovoltaïque · 2021. 2. 8. · L’IRRIGATION LOCALISEE 43 4.1. Considérations...