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Les machines élévatoires

ENERGIE SOLAIRE

L'irrigation par pompage à petite échelle est l'une des utilisations les plus intéressantesde l'énergie solaire. En effet, l'intensité maximale du rayonnement solaire correspondgénéralement à la période de besoins en eau de pompage les plus importants. D'autrepart le fait que cette énergie est disponible juste au point d'utilisation, l'agriculteur estlibéré des problèmes liés à l'approvisionnement en carburant, ou bien à l'existence delignes de transport de l'électricité facilement accessibles. A l'heure actuelle, lesprincipaux obstacles qui entravent l'utilisation des pompes solaires à plus grandeéchelle, sont leur coût élevé et le caractère trop récent de cette technologie. La mise aupoint d'une pompe solaire suffisamment fiable et d'un coût raisonnable - ce qui seraittrès probable d'ici quelques années - pourrait donner un coup de force à l'agriculture auTiers Monde. Pour cela il est très important d'étudier les possibilités offertes par cettenouvelle technique prometteuse. Bien qu'à l'heure actuelle sa viabilité économique pourl'irrigation est encore contestée.

Bien que plusieurs types de pompes solaires aient été déjà fabriqués et mis en service,et que leur viabilité technique ait été prouvée, cette technologie n'est pas encoreparvenue à maturité. La production actuelle, qui est d'environ quelques douzaines àquelques centaines d'unités par an, est bien en deçà de la production par milliers qu'ilfaudrait atteindre pour bénéficier de l'économie d'échelle; et pour que les coûts defabrication puissent diminuer. De plus, du fait de la haute priorité accordée à l'eaupotable il est très probable que les pompes solaires seront très prochainementéconomiquement viables pour les projets d'adduction d'eau potable plutôt que pour lesprojets d'irrigation. En fait, on peut d'ores et déjà facilement conclure que l'énergiesolaire est économiquement justifiable pour l'approvisionnement en eau des villages, siles conditions d'utilisation de cette énergie sont favorables. La viabilité économique del'utilisation de l'énergie solaire pour l'irrigation est actuellement limitée aux hauteursd'élévation et aux puissances très faibles. Toutefois, du fait du progrès techniquenotable dans le domaine de l'énergie solaire et de la baisse des coûts actuels, on peuts'attendre à pouvoir disposer soit à moyen terme ou bien à plus long terme de pompessolaires pour l'irrigation d'une fiabilité et d'une viabilité économique adéquates.

Généralités et le point de la technique

Il y a deux techniques principales de transformation de l'énergie solaire en énergiemotrice pour la mise en marche des pompes. La première est celle utilisée dans lessystèmes solaires thermodynamiques, elle consiste à utiliser le rayonnement du soleilpour la mise en marche d'un moteur (machine à vapeur ou moteur à cycle Stirling).Tandis que la deuxième est celle adoptée dans les systèmes solaires photovoltaïquesqui consiste à utiliser les cellules photoélectriques pour transformer directement lerayonnement solaire en électricité nécessaire pour l'alimentation des pompes. Le cyclele plus performant pour la transformation de l'énergie solaire pour le pompage de l'eauest indiqué sur le diagramme de la figure 131.

Il est paradoxal d'apprendre que la technique des systèmes solaires thermodynamiquesremontent à plus d'un siècle, et que d'un autre côté elle n'est pas encore au point. Parcontre d'autres techniques plus récentes, comme celle des systèmes solairesphotovoltaïques, sont déjà à un stade plus avancé bien que leur utilisation ne remontentqu'à quelques dizaines d'années.

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Alimentation en énergie des installations de pompage

FIGURE 131 Options viables de systèmes de pompage à énergie solaire

Les premières applications des systèmes solaires thermodynamiques couronnées desuccès ont été réalisées en France au milieu du XIXème siècle (voir Butti et Perlin [52]et Daniels [53]). Au début de ce siècle, la plupart des travaux de recherche dans cedomaine ont été menés aux Etats-Unis. En effet, plusieurs chercheurs s'efforcent demettre au point des systèmes solaires de pompage commercialement viables. Toutefois,bien que plusieurs types de moteurs solaires à vapeur ont été avec succès mis au point,leur utilisation est très limitée car leur coût vaut généralement plusieurs fois le coût d'unemachine à vapeur de même puissance (bien que les frais du carburant aient étéévidemment réduits à zéro). Ces travaux ont atteint leur apogée quand l'américain FrankShuman a pu construire un système solaire thermodynamique de pompage de capacitéjamais atteinte de nos jours. Pour cette raison ces pompes sont techniquement les plusau point. Ces pompes ont été réalisées pour la première fois aux Etats-Unis, mais cen'est qu'à Meadi en Egypte que ces pompes ont été utilisées pour l'irrigation parpompage. Cette installation comprend un réservoir d'eau chaude, et pourrait donc fairefonctionner une pompe d'irrigation 24 heures par jour. Après avoir surmonté quelquesdifficultés de fonctionnement au départ, la pompe solaire de Meadi est capable defournir une puissance 55 CV (40 kw) , et de délivrer un débit de 1300 m3 par heure (soit360 litres/s). Dans le contexte économique prévalant en Egypte à l'époque,l'amortissement de cette installation est de deux ans pour rapport au coût d'une machineà vapeur, et l'amortissement complet de son coût est de 4 ans. Il s'en est suivi un intérêtconsidérable pour l'utilisation de l'énergie solaire. Des projets ambitieux d'installation depompes solaires analogues ont été entrepris dans d'autres régions du monde. Mais laPremière Guerre mondiale avait commencé à cette époque et Frank Shuman, qui étaitle pionnier des chercheurs dans le domaine de l'utilisation de l'énergie solaire, mourut

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avant la fin du conflit. L'ère du pétrole bon marché qui débutait après la guerre a laissétomber en oubli l'utilisation de l'énergie solaire pour le pompage, et ce jusqu'aurenchérissement du pétrole survenu dans les années 1970.

Plusieurs chercheurs ont consacré des travaux de recherche au laboratoire auxsystèmes solaires thermodynamiques dans les années 1970. En effet, une compagniefrançaise, la SOFRETES, a réalisé vers la fin des années 1970 une installation depompage solaire à basse température.- Elle était d'une puissance nominale de 500 à1000 watts et elle est actuellement utilisée dans des projets pilotes dans un certainnombre de pays en voie de développement, par ordre du gouvernement français.D'autre part, des installations solaires thermiques assez importantes, à la fois pour lepompage de l'eau et pour la production d'électricité, ont été implantées aux Etats-Unis eten Afrique. Malheureusement, la plupart de ces systèmes solaires thermodynamiquesrécents n'ont pas donné des performances acceptables, et leur fonctionnement n'étaitpas fiable dans les conditions réelles d'utilisation. Actuellement, la société française pourla fabrication des systèmes solaires thermodynamiques a fermé ses portes, et les autresfabricants de ce système n'offrent pas, à l'heure actuelle, un spécimen de performancesacceptables.

En 1979, le Programme des Nations Unies pour le développement (PNUD) a lancé unprojet mondial destiné spécialement à l'expérimentation des pompes solaires destinéesà l'irrigation à petite échelle. La Banque Mondiale agissait comme organismed'exécution. (Projet PNUD GLO/78/004 suivi du projet GLO/80/003). Le projet PNUDcouvrait trois pays à savoir Mali, Soudan, et les Philippines. Les pompes solaires étaientà choisir parmi celles disponibles sur le marché, et devraient par contre avoir de bonnesperformances dans les conditions de fonctionnement réelles sur le terrain. Or, l'appeld'offres international qui a été lancé en 1980 a montré qu'une seule pompe solairethermodynamique répondait à peine aux conditions minimales à remplir pour laréalisation des essais sur le terrain. Par contre, au moins 11 pompes solairesphotovoltaïques ont été sélectionnées à partir d'une liste beaucoup plus longue. A coursde l'exécution de ce projet, l'utilisation des pompes solaires pour l'irrigation a cédé leterrain au profit des projets de distribution d'eau potable qui ont été pluséconomiquement viables. Plusieurs rapports ont été publiés dans le cadre de ce projetnotamment [54] [55] et [56]. Une publication intitulée "Handbook On Solar WaterPumping" [57] (Manuel du pompage solaire de l'eau) est destinée à l'usage desspécialistes qui ont besoin d'informations plus détaillées pour le choix et la déterminationdes caractéristiques solaires. Ainsi malgré un siècle de travaux de recherche pleins depromesses au départ; les systèmes solaires thermodynamiques à petite échelle n'ontpas donné des résultats réellement satisfaisants. Par contre, les convertisseursphotovoltaïques dont la technique est tout à fait récente quoique encore coûteuses,donnent des résultats plus satisfaisants. Les convertisseurs dits photovoltaïques utilisentdes cellules photoélectriques pour la conversion directe de l'énergie du rayonnementsolaire en énergie électrique. Cette technique a été mise au point au départ auxlaboratoires Bell aux Etats-Unis au début des années 1950. Les cellules photovoltaïquessolaires ont été conçues à l'origine pour servir comme source d'énergie dans lessatellites spatiaux. Ces satellites ont besoin, à l'instar de plupart régions rurales à lasurface de la terre, d'une petite source indépendante d'alimentation en énergie. Ledéveloppement de cette technique a donc débuté au profit de la conquête scientifiquede l'espace, sans limitations budgétaires. Pour cela, les premières applicationsterrestres des cellules solaires commercialisées à partir des années 1960, étaient d'uncoût prohibitif pour l'irrigation par pompage.

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Les frais considérables liés à l'utilisation des cellules photovoltaïques solaires, à basesilicium monocristalin ou en couches minces (élément abondant), sont essentiellementimputables aux investissements nécessaires pour les installations complexes defabrication, plutôt qu'au coût de la matière première. Les économies d'échelle étantdirectement liées au niveau de production, les coûts ont sensiblement diminué cesdernières années avec l'accroissement de la production. En 1984, il était possible de seprocurer sur le marché mondial des modules solaires ("éléments de base" d'une batteriesolaire), pour 8$ E.-U. pour une puissance nominale de 1 "Watt de crête". La puissancedes systèmes solaires photovoltaïques est définie en "watt-crête". Cette unitécorrespond à la puissance électrique pouvant être fournie par un rayonnement solairedirect d'une intensité de 1000 W/m2, et pour une température de la cellule du modulesolaire égale à 28°C. Les prévisions optimistes établies lors de la période dudéveloppement des énergies renouvelables vers la fin des années 1970, prévoyaientune réduction substantielle des coûts des cellules solaires vers le milieu des années1980. Ces prévisions ne se sont pas encore complètement réalisées, bien que desréductions notables de coût aient été obtenues (50% en termes réels de 1980 à 1985).On peut correctement s'attendre à ce que le prix en termes réels des cellules solaires(avec la technologie actuelle) va subir encore une autre baisse de 50% suite àl'augmentation de la production. Cette deuxième baisse pourrait faire des pompessolaires une option économiquement viable pour l'irrigation a petite échelle et pour deshauteurs d'élévation pouvant atteindre 6 m. On s'attend aussi à ce que de nouvellestechniques de cellules solaires une fois introduite, puissent amener encore desréductions plus importantes de coût dans les cinq à dix années à venir. A ce moment làcette technologie deviendrait incontestablement intéressante par rapport aux autresoptions (d'ailleurs la plupart sont devenues de plus en plus coûteuses en termes réels).

Principes de la conversion de l'énergie solaire

Comme les systèmes solaires thermodynamiques de pompage n'ont pas atteint, d'unemanière générale, le niveau de perfectionnement permettant leur commercialisation àgrande échelle malgré plus d'un siècle de recherche, nous proposons de leur consacreruniquement une présentation succincte. Par contre, nous accordons une place plusample à la technologie actuelle qui s'avère être plus prometteuse, des cellulesphotovoltaïques.

Systèmes thermodynamiques

Les systèmes thermodynamiques sont subdivisés en trois principales catégoriescorrespondantes aux températures basses, moyennes et élevées. Ces systèmes sontassociés à un moteur à cycle de Rankine ou une machine à vapeur aux températuresbasses et moyennes, et à un moteur Stirling aux températures élevées.

Comme indiqué à la figure 131, les systèmes de pompage thermodynamiquescomportent toujours un capteur solaire qui capte le rayonnement solaire et le transmetau fluide utilisé. Un moteur utilise la chaleur emmagasinée par le fluide et la transformeen puissance mécanique. Le système de transmission transmet cette énergie à lapompe.

Les systèmes thermodynamiques à basses températures sont faits "des capteursplans", normalement sous la forme d'un panneau absorbant plan, muni d'un serpentin

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pour la circulation du fluide utilisé. Ils sont généralement peints en couleur noire mâte etmontés dans un boîtier isolé peu profond couvert d'une vitre de superficie égale à celledu panneau. L'inclinaison du panneau absorbant est sensiblement égale à la latitude dusite. D'autre part ce panneau est dirigé vers l'équateur. Cette disposition permet aucapteur d'intercepter le maximum de l'énergie solaire.

FIGURE 132 Pertes dans un système solaire thermodynamique classique de pompage

La vitre transmet totalement le rayonnement solaire, mais en même temps elle empêchela dissipation de la chaleur produite, selon le principe généralement connu sous le nomde "l'effet de serre". Cet effet peut être intensifié par l'installation d'un double vitrage oud'un triple vitrage. Mais ce vitrage excessif augmente également le coût, puisque leverre est un des composants les plus coûteux. Egalement le panneau absorbant peutêtre couvert d'une "surface sélective" spéciale qui accroît le pouvoir d'absorption durayonnement solaire. Mais le prix de cette peinture spéciale est nettement supérieur àcelui d'une couche de peinture noir ordinaire. Les températures obtenues avec cescapteurs peuvent atteindre 80°C environ, mais les températures les plus courantes sontde l'ordre de 60°C. Les capteurs solaires plans sont utilisés avec des fluides à faible

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point d'ébullition, tels que l'ammoniaque, le Fréon (hydrocarbures fluorés) utilisé dansles serpentins de climatisation de l'air et de réfrigération, ou bien du butane (ce derniercomporte des risques d'incendie en cas de fuite). Toutefois, même avec des fluides àfaible point d'ébullition, le rendement d'un cycle Rankine reste toujours très bas. Eneffet, le rendement thermodynamique, compte tenu des lois de la physiquefondamentale, est fonction de la différence de température entre la vapeur chaude àl'admission et la vapeur froide à l'échappement du moteur. Or, la vapeur d'échappementne peut être refroidie à une température inférieure à celle du condenseur refroidi avecl'eau de pompe. Par suite, la différence de température maximum que l'on peut atteindre(appelée parfois "Delta T") avec des capteurs solaires plans est d'environ 30°C.

Pour avoir des températures plus élevées, il est indispensable de concentrer lerayonnement solaire sur une surface d'une superficie inférieure à celle exposée aurayonnement solaire naturel. On utilise normalement à cet effet un miroir parabolique. Ledispositif le plus simple comporte un capteur cylindro-parabolique pour capter les rayonssolaires tombant sur sa surface. Après réflexion, ce rayonnement est concentré en unseul rayon comme indiqué à la figure 132. Des températures extrêmement élevées etdes facteurs de concentration plus importants ont pu être obtenus avec des capteursparaboliques à "focalisation ponctuelle". Le rayon tombant sur la surface du capteur estréfléchi au foyer du paraboloïde. Ces dispositifs ont des rendements thermodynamiquessupérieurs grâce à la plus grande valeur du terme T. En effet, la focalisation linéairepermet d'obtenir à des écarts de 100 à 200°C, tandis qu'avec la focalisation ponctuelleon peut même atteindre des écarts de 200 à 500°C. Les capteurs solaires ontmalheureusement deux inconvénients majeurs en avant de l'utilisation desconcentrateurs aussi bien avec les systèmes à cellules photovoltaïques qu'avec lessystèmes thermodynamiques):

Le système doit pouvoir suivre le soleil dans sa course de sorte que les rayonssolaires soient focalisés sur l'absorbeur de chaleur. Plus la concentration estnécessaire, plus la précision d'orientation vers le soleil devrait être grande. Il fautà cet effet associer au capteur un dispositif mécanique d'orientation pourl'ajustement continu de l'orientation du capteur face au soleil.

ils ne peuvent focaliser que le rayonnement direct (les faisceaux solaires). Ilssont donc sans intérêt dans le cas d'un rayonnement dispersé (ou diffus) pouvantêtre capté par les capteurs solaires plans. Or, le rayonnement diffus constitueune proportion importante du rayonnement solaire dans les régions à tempsbrumeux, ou à vent fort poussiéreux, humide ou partiellement nuageux. D'ailleurscette proportion peut atteindre dans la plupart des cas 30% au moins durayonnement solaire total. Cette grande proportion du rayonnement solaire diffusest perdue avec un capteur à focalisation. Par contre un capteur solaire planpeut facilement les absorber.

L'avantage d'un concentrateur est donc d'améliorer le rendement thermodynamique d'unsystème de pompage solaire, et par le même bais réduire la superficie du capteursolaire pour une puissance donnée. Mais d'un autre coté, le système devient pluscomplexe, plus coûteux. De plus l'énergie utilisable n'est qu'une fraction de l'énergiesolaire disponible, du fait de l'exclusion du rayonnement solaire diffus. D'après lestravaux de recherche de Halcrows et IT Power [54] [55], un bon compromis peut êtreobtenu en utilisant des capteurs focalisation linéaire à faible coefficient de concentration.Cette association permet d'avoir un meilleur rapport coût-efficacité avec les prix courants

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des capteurs solaires. Toutefois, les systèmes à focalisation ponctuelle pourraientdevenir compétitifs si le développement technologique futur pourrait apporter unmécanisme ingénieux, peu coûteux, et fiable constitué d'un capteur paraboliqueorientable. Cependant cette solution serait sans doute destinée le plus aux régions àforte densité de rayonnement solaire direct (tel que les déserts).

FIGURE 133Structure d'une cellule photovoltaïque au silicium

Le schéma de la figure 132 représente un système solaire thermique de pompage, avecle cheminement de l'énergie et les principales pertes. Un capteur solaire de bonnequalité absorbe normalement 60% de l'énergie solaire incidente. Seulement uneproportion de 7% environ de cette énergie absorbée est convertie en puissancemécanique. Le reste est perdu sous la forme de pertes dans le condenseur, à la pomped'alimentation et au détendeur. D'autre part, 50% seulement de cette puissancemécanique, i.e. 3,5% de la puissance initialement disponible, seront convertis enpuissance hydraulique utile de pompage. Il s'agit d'un exemple typique des petitssystèmes solaires thermiques les plus performants. La plupart des systèmes qui ont étémis au point sont en fait loin de présenter ce niveau de performance.

Systèmes d'énergie photovoltaïque

Le fonctionnement de ces systèmes repose sur une propriété bien connue des semi-conducteurs qui est la transformation de l'énergie lumineuse en un courant électrique.Les grandes lignes des lois de la physique décrivant ce mode de fonctionnement sonttraitées dans [57], et d'une manière plus approfondie dans [58]. Il existe un grandnombre de matériaux pouvant servir pour la fabrication de cellules photovoltaïques. Mais

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les cellules les plus courantes sont constituées de fines tranches découpées dans descristaux de silicium pur. La grande majorité de ces cristaux sont des tranches d'unmonocristal de silicium, et elles sont connues sous le nom de cellules monocristallines.Cependant, un autre procédé a été récemment utilisé et qui est basé sur la croissancesimultanée de plusieurs cristaux, et donne lieu par découpage à des cellulespolycristallines (silicium polycristallin). Ces deux techniques sont utilisées côte à côte àl'heure actuelle.

Bien que le silicium est un élément couramment disponible, les opérations depurification, de cristallisation et de découpage requièrent une technologie évoluée etelles sont en outre coûteuses. Des travaux de recherche sont en cours sur plusieurstypes de cellules photovoltaïques dans la perspective du relèvement du rendement pourcertains, ou bien en vue de la baisse du coût pour d'autres. Mais ces travaux n'ont pasencore été couronnés de succès. Certaines nouvelles techniques dites "des couchesminces" mises au point récemment devraient en principe apporter une baissesubstantielle du coût. Ce qui permettrait, par conséquent à élargir considérablement lesperspectives d'utilisation des cellules photovoltaïques dès qu'elles serontcommercialisées.

Les cellules à base de silicium monocristallin ou polycristallin sont courammentdécoupées en tranches, circulaire ou carré, de faible épaisseur (1 mm environ) dediamètre ou de côté normalement de 100 mm. Les deux faces avant et arrière sontdopées avec des impuretés afin de faire apparaître les propriétés semi-conductricesnécessaires. La face arrière est aussi métallisée, tandis que la face avant est munie d'unfin réseau de conducteurs métalliques fins, fixé à la surface de la couche de silicium.Ces deux faces sont généralement liées par un conducteur de grande section (voirfigure 133). Le rayonnement lumineux reçu par la cellule crée une différence de potentiel(ou une tension) entre la face supérieure et la face arrière métallisée. Une tension de 0,4volt environ apparaît aux bornes de chaque cellule en circuit fermé (0,6 volt en circuitouvert). Le montage en série d'une batterie de cellules permet sans doute d'obtenir unetension plus élevée.

Les cellules solaires sont fragiles et coûteuses et doivent être enfermées sous un vitragepour laisser passer la lumière solaire. Plusieurs paquets de cellules sont généralementgroupés à l'intérieur d'un châssis à panneau vitré, appelé "module". Le panneau vitré estgénéralement en verre trempé (parfois de fini mat pour réduire au minimum lerayonnement réfléchi). Les cellules ensuite sont encapsulées derrière la vitre dans unegaine en plastique dont la face arrière est soit métallisée ou bien vitrée. Le châssis estnormalement en alliage léger. Normalement, il faut avoir un bon joint d'étanchéité entrele châssis et la vitre.

Les cellules sont couramment groupées au nombre de 36 par module, ce qui donne unetension nominale de 14-16 volts. Des cellules de 100 mm de diamètre produisentnormalement une puissance électrique de 1 watt lorsqu'elles sont exposéesperpendiculairement à un rayonnement solaire d'intensité maximale de 1000 W/m2. Ainsiun module standard de 36 cellules de 100 mm fournit une puissance nominale de 35 W.Les modèles récents équipés de cellules de plus grandes dimensions et/ou plusefficaces, ont une puissance de 40W au moins.

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Le module solaire est l'élément le plus cher d'un système solaire photovoltaïque. Eneffet, en 1985 leur prix était d'environ $7,00/W(C)(par watt-crête). Autrement dit, unmodule standard de 40 W coûte actuellement près de $280. Fort heureusement, lesmodules de bonne qualité sont très fiables, et ils ont une durée de vie de 20 ans aumoins, mais à condition que leurs panneaux vitrés ne soient pas endommagés.Cependant, ces panneaux sont plus exposés aux risques de vol, surtout lorsqu'ilsdeviennent largement connus et utilisés et qu'un second marché se développe.

Les modules placés à l'intérieur d'un châssis sont montés sur un dispositif de montage.L'ensemble est connu sous le nom d'un générateur photovoltaïque qui est simplementHé par un câble électrique au groupe motopompe. Les schémas de la figure 134donnent des exemples de 4 types courants de systèmes de pompage à générateursolaire photovoltaïque.

FIGURE 134 Exemples d'installations de pompes solaires

A. groupe motopompe immergéB. pompe immergée avec moteur en surfaceC. groupe motopompe flottantD. moteur et pompe installés en surface

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Certains cas assez rares ont été cités où les générateurs photovoltaïques étaientéquipés d'un système d'orientation continue face au soleil. Cet avantage augmenteévidemment la proportion de rayonnement solaire captée en orientant le générateurd'une manière continue face au faisceau solaire direct. Mais d'un autre côté, lacomplexité et les frais supplémentaires liés au dispositif de guidage mécanique, n'ontpas pu être justifiés économiquement. Par suite les dispositifs de ce genre ne sont pastrès courants. Des systèmes de pompage solaire à petite échelle de type portatif ousemi-portatif sont aussi commercialisés. Ces systèmes peuvent être orientésmanuellement. Donc, moyennant un petit effort et avec un coût faible, on peut réaliserun gain d'énergie appréciable rien qu'en orientant le(s) générateur(s) au sud-est lematin, et au sud-ouest l'après-midi dans l'hémisphère nord, ou bien au nord-est et aunord-ouest respectivement dans l'hémisphère sud.

La plupart des systèmes photovoltaïques sont généralement conçus avec des modulesmontés en plan incliné afin de maximiser le rayonnement solaire reçu tout au long del'année. Or, il s'avère que l'inclinaison idéale à adopter à cet effet coïncide avec lalatitude de l'emplacement considéré. Cette inclinaison permet de placer le panneauperpendiculairement face au soleil au zénith à l'équinoxe, de plus de réduire auminimum l'angle d'incidence des rayons pendant le reste de la journée. En pratique,

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l'inclinaison effective du panneau est parfois ajustée de façon à optimiser son rendementdans un temps nuageux. Par exemple, dans les régions où la période des pluies estbien définie, il serait plus avantageux d'orienter le panneau perpendiculairement face ausoleil durant cette saison. Dans cette solution les pertes d'énergie seront plusappréciables au cours de l'été ou bien durant les mois secs durant, mais ces pertesseront sans doute compensées par le surplus du rayonnement alors disponible. D'autrepart, bien que l'installation optimale du panneau à l'équateur est celle à angle nulle(c'est-à-dire à l'horizontale), il est normalement conseillé de les incliner d'au moins de10°. Ceci permettrait l'évacuation normale des eaux de pluie, et d'un autre côté il assurel'auto-nettoyage de la surface. Enfin, il est toujours plus avantageux de disposer d'unsystème dont l'inclinaison du panneau est manuellement ajustable d'une manièrepériodique. Ceci permet d'accroître de 10% au moins l'énergie produite le long del'année.

La figure 135 représente les courbes caractéristiques des cellules solaires au silicium.On peut constater que le rendement de conversion de l'énergie est d'environ 10%. Parexemple, aux valeurs de crête du rayonnement solaire, (soit 1000 Watts/m2 environ) unecellule au silicium de 1 m2 de surface fournirait une puissance électrique de 100 Wenviron. Malheureusement, le rendement des cellules solaires diminue lorsque leurtempérature augmente (figure 135 A). La plupart des cellules solaires atteignent destempératures de 50 à 60° C en plein soleil. Tandis que les constructeurs donnentgénéralement la puissance nominale pour une température de fonctionnement de 25 ° Cqui est la température ambiante dans les conditions d'essai standard au laboratoire. Lapuissance nominale n'est donc jamais atteinte en réalité dans les conditionsd'ensoleillement normal. Pour cela, les méthodes de calcul décrites ci-dessous tiennentcompte de ce facteur.

Le diagramme de la figure 135 B représente la caractéristique tension-intensité (V-I)d'une cellule solaire, pour un rayonnement de 1000 W/m2. A la limite, la mise en court-circuit de la cellule laisse passer un courant d'intensité maximum Isc (intensité de court-circuit) de 30mA/cm2 de cellule, pour une tension nulle. D'autre part, à circuit ouvert lecourant sera nul. Mais la différence de potentiel à circuit ouvert Voc est de l'ordre 0,55-0,60 V par cellule (indépendamment de sa taille). La puissance maximum est obtenuepour une charge correspondante à la valeur maximale du produit de V par I (lapuissance électrique en watts est le produit de la tension exprimée en volts parl'intensité exprimée en ampères). Ceci correspond à la zone au voisinage duraccordement des deux parties linéaires de la courbe V-I soit à 0,4 V environ par cellule,comme indiqué sur la courbe de puissance tracée en pointillés. Comme le rendementest strictement proportionnel à la puissance fournie, la courbe de rendement a uneforme identique à celle de la courbe de puissance.

FIGURE 135 Courbes caractéristiques des cellules photovoitaïques au silicium

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La plupart du temps l'intensité du rayonnement solaire est notablement inférieure à 1000watts/m2 (l'intensité du rayonnement solaire à l'heure du midi). Le schéma de la figure135 C montre que lorsque le rayonnement diminue de 80% pour atteindre 200 watts /m2,la densité de courant serait réduite dans la même proportion, mais la tension reste la

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même, la puissance unitaire fournie par cellule photovoltaïque peut donc être considéréen première approximation, comme une fonction linéaire de l'intensité du rayonnementsolaire. Les cellules photovoltaïques sont le siège d'une différence de potentiel mêmeavec un rayonnement de faible intensité. Donc les générateurs solaires photovoltaïquespeuvent fonctionner même dans le cas d'un ensoleillement réduit, pourvue quel'intensité de ce rayonnement soit suffisante pour vaincre la résistance de la chargeélectrique, et la tension de seuil nécessaire au démarrage.

Certains constructeurs ont réalisé des générateurs solaires photovoltaïques munis decapteurs à concentration constitués de miroirs ou de lentilles convergentes permettantd'obtenir la concentration du rayonnement solaire. Ce type de dispositifs permet deréduire la surface des cellules. Mais les coûts additionnels liés aux miroirs ou auxlentilles surpassent les économies éventuelles de surface, en plus des autresinconvénients évoqués plus haut liés à l'utilisation des capteurs à concentration.

Groupes motopompe d'un système photovoltaïque

Les systèmes de pompage photovoltaïques comportent nécessairement, outre legénérateur, un "sous-système" constitué au moins d'un moteur électrique destiné à fairefonctionner une pompe. La figure 134 représente différents types d'installationscourantes de systèmes photovoltaïques de pompage. Le schéma de la figure 136représente les différents éléments essentiels (et optionnels) d'un système de pompagesolaire photovoltaïque et leur mode d'interaction. Comme un générateur photovoltaïquefournit un courant continu, il faut donc que le moteur électrique soit à courant continu.Avec les moteurs électriques classiques à courant alternatif, il faut adjoindre au systèmeonduleur pour transformer le courant continue en courant alternatif. Les inconvénientsliés à l'utilisation des onduleurs sont liés à son coût et aux pertes de puissance dansl'onduleur même. Mais il offre l'opportunité de l'utilisation de pompes électriquesrelativement peu coûteuses, standard, et fabriquées en série.

Dans les moteurs à courant continu, le champs est fourni par des aimants permanentsdu fait de leurs hautes performances et non par un bobinage inducteur. L'inconvénientmajeur est lié à l'utilisation des balais au charbon qui pourraient susciter des ennuis dusà leur usure et à leur remplacement périodique. Toutefois, des moteurs à courantcontinu sans balais, à entretien négligeable ont été récemment mis au point munis descircuits électroniques jouant le rôle du rotor et des balais.

Pratiquement tous les aspects traités dans la section Energie électrique relatifs àl'utilisation du réseau électrique (ou de groupes générateurs individuels) restent toujoursvalables pour les moteurs et les pompes alimentés par une source d'énergie électriquephotovoltaïque. A titre d'exemple, on peut toujours utiliser des groupes motopompesimmergés (groupes motopompes de forage ou de pompage d'eau de surface) soit avecdes moteurs à courant alternatif, ou bien avec des moteurs à courant continu sans balai(le remplacement des balais est en effet exclu, puisqu'il s'agit de groupes motopompesétanches). Il est aussi possible d'utiliser des pompes aspirantes en surface accoupléesdirectement aux moteurs, ou bien des moteurs installés en surface entraînant despompes immergées par l'intermédiaire d'un long arbre. De même, on peut utiliser unsystème de transmission pour convertir le mouvement rotatif d'un moteur en unmouvement alternatif lent pour la mise en marche d'une pompe à piston standard.

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FIGURE 136 Configuration schématique d'un système de pompage solaire photovoltaïque

Généralement, pour l'irrigation à des faibles hauteurs d'élévation, le dispositif le pluscourant et le plus indiqué est un groupe motopompe immergé généralement suspendu àun flotteur pour le pompage des eaux de surface. On peut aussi utiliser une installationoù le moteur est normalement installé en surface et entraînant une pompe centrifuge ouune pompe à turbine multicellulaire par l'intermédiaire d'un long arbre. Les pompescentrifuges aspirantes installées en surface sont également utilisées. Mais l'auto-amorçage est un facteur essentiel en cas d'utilisation de l'énergie solaire, sinonl'utilisateur serait amené à réamorcer la pompe chaque fois que le rayonnement solaireest affaibli par les nuages.

Le rendement optimal d'un groupe motopompe est obtenu pour un couple de valeursdonnées de la tension et de l'intensité. Ainsi, le projeteur du système photovoltaïqueaura toujours à adapter le groupe motopompe au générateur de sorte que pour lesconditions types du rayonnement solaire, le point de fonctionnement sera défini par destensions et des courants aussi proches que possible de la partie en courbe de lacaractéristique du module photovoltaïque. Or, chaque générateur est normalementcaractérisé par des conditions de fonctionnements optimales permettant l'obtentiond'une puissance maximale dans toutes les conditions d'ensoleillement. L'objectif àpoursuivre consiste donc à choisir les moteurs et les pompes de sorte quelles que soientles variations d'intensité dues aux variations du rayonnement solaire, la tension obtenuereste toujours aussi proche que possible de la courbe caractéristique maximale dugénérateur. Dans une installation bien conçue, les pompes centrifuges sont toujourschoisies pour correspondre autant que possible à la charge optimale, quelles que soientles conditions de fonctionnement. Par contre, les pompes volumétriques doivent

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obligatoirement être alimentées par une tension variable, et posent ainsi des difficultésd'adaptation avec un système d'énergie solaire. Une autre difficulté liée aux pompesvolumétriques, c'est qu'en générale le couple nécessaire au démarrage (et doncl'intensité) est supérieur au couple en fonctionnement normal. Ceci rend leur amorçagedouteux lorsque l'énergie du rayonnement solaire est insuffisante, à moins de recourir àdes méthodes artificielles pour résoudre ce problème.

La méthode la plus couramment utilisés pour assurer une meilleure adaptation desgénérateurs photovoltaïques aux groupes motopompes (et par suite de pouvoir admettrecertaines variations de la ligne de charge pour le fonctionnement à des hauteursd'élévation différentes des valeurs optimales), consiste à intercaler un dispositifélectronique d'adaptation de la puissance, connu sous le nom de Maximum Power PointTracker (MPPT) (dispositif de remise au point de puissance maximum). Ce dispositiftransforme une tension CC donnée, en une autre sortie CC d'un autre voltage. En effet,ce dispositif mesure l'intensité et la tension de sortie et crée une fonction de commande,qui corrige automatiquement la tension de sortie. Il s'ensuit que l'on peut avoir à toutmoment la puissance maximale correspondant à n'importe quel rayonnement solaire etcharge de pompage. Ce dispositif n'est autre qu'un microprocesseur qui exécute deschoix logiques. Cette méthode entraîne certes des coûts supplémentaires liés audispositif MPPT, et une légère petite perte additionnelle de puissance dans lecomposant même. Mais dans la plupart des cas - particulièrement dans le cas despompes volumétriques - le rendement est considérablement amélioré. Par contre avecles pompes centrifuges qui sont de plus en plus utilisées en irrigation, les avantages liésà l'utilisation d'un MPPT sont moins évidents que lorsqu'il s'agit de pompes centrifuges àentraînement direct, fonctionnant à de faibles hauteurs d'élévation, et correctementadaptées.

Un détail technique trop controversé est celui de l'utilisation des accumulateurs commesource d'énergie de secours avec les pompes solaires. Bien qu'ils ne jouent aucun rôleessentiel, et qu'ils sont par conséquent très peu utilisés, ils peuvent bien servir pour lestockage de l'énergie, et par suite d'assurer la continuité du fonctionnement du systèmesurtout lorsque l'ensoleillement est insuffisant. Les accumulateurs permettent en outreune meilleure adaptation de la puissance, à l'instar d'un dispositif MPPT, dans la mesureoù ils peuvent fournir une intensité différente de l'intensité reçue. Toutefois, leur duréede vie dans les climats tropicaux est généralement trop courte, de l'ordre de 4 ou 5 ans.Il faut en outre rétablir périodiquement le niveau d'eau distillée, sauf en cas d'utilisationde batteries sèches plus coûteuses.

Comme C'est toujours le cas, chaque nouveau composant introduit est une cause depertes d'énergie et d'une baisse additionnelle du rendement. La figure 137 représente latransmission de la puissance dans une installation photovoltaïque type de pompage. Ony voit que les meilleurs rendements pouvant être obtenus seraient de:

FIGURE 137 Pertes dans une installationphotovoltaïque type de pompage

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Modules photovoltaïques 11%Groupes motopompes, câbles et commandes 45%

Par conséquent, la puissance hydraulique obtenue, abstraction faite des pertes dans lescanalisations, serait de l'ordre de 5% de la puissance solaire à l'amont du générateur.Les pertes dans la tuyauterie, même dans le cas d'un système bien conçu à faiblehauteur d'élévation, constituent 10% de la puissance hydraulique, soit 0,5% de lapuissance totale initiale, d'où un rendement global de 4,5%.

Les essais effectués, notamment ceux reportés dans le document de référence [59],montrent que les systèmes les plus perfectionnés ont effectivement des rendements decet ordre. Mais en général, pour les installations courantes, les rendements nedépassent guère 2 à 3%. Or, le rendement est un facteur important à prendre en comptedans le choix d'une pompe solaire. Car avec les prix élevés des générateursphotovoltaïques, toute baisse du rendement se traduit par la nécessité d'avoir degénérateurs photovoltaïques plus gros et par suite plus coûteux. Pour avoir une idée de

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l'importance de ce facteur il suffit de comparer l'utilisation de deux moteurs derendements respectivement 70% et 80%, avec un système de 500 watts crête depuissance. Pour cette puissance, l'augmentation de -10% de la puissance du générateurphotovoltaïque afin d'alimenter le moteur au rendement le plus faible coûterait près de300 à 400$ E.-U. supplémentaires. Comme la différence coût entre les deux moteurs derendements différents est normalement faible, on a donc toujours intérêt à choisir lemeilleur moteur disponible. Normalement le choix est toujours fait ou suggéré par leconstructeur de système. Mais l'utilisateur bien informé peut au moins examiner lavalidité du choix proposé par les constructeurs en étudiant les spécifications du matérielavant de l'acheter.

La ressource énergétique solaire

La valeur moyenne du rayonnement solaire juste à la limite de la couche atmosphériqueterrestre est égale à 1 353 W/m2. La traversée de l'atmosphère, va atténuer l'énergiemaximum du rayonnement solaire, et l'énergie enregistrée au niveau de la mer estl'ordre de 1000 W/m2. Ce rayonnement est de deux sortes, le premier est lerayonnement solaire direct, le second est le rayonnement diffus correspondant aurayonnement dispersé dans l'atmosphère par la brume, le ciel lui même, et les nuages.

Le rayonnement global est la somme des deux rayonnements direct et diffus et sonintensité n'est pas la même tout le long d'une journée. En effet, le trajet parcouru par lerayonnement solaire est à son maximum aux premières heures de la matinée et en find'après midi. Par contre, il est à son minimum lorsque le soleil est au zénith. Pour cettemême raison, l'intensité du rayonnement est variable au cours des saisons et avec lalatitude. Ainsi, le rayonnement solaire global reçu au cours d'une journée peut varier de0,5 kwh/m2 pour une journée d'hiver ensoleillée dans les régions nordiques, à plus de6,0 kwh/m2 pour une journée ensoleillée dans les régions tropicales. Evidemment, partemps couvert le rayonnement solaire au sol peut tomber pratiquement à zéro. Enrevanche, pour une journée ensoleillée et un ciel parfaitement dégagé, le rayonnementsolaire diffus tombant au sol peut atteindre 15 à 20% du rayonnement global, mais avecun ciel couvert, le rayonnement parvenant au sol est en totalité un rayonnement diffus.

Comme le rayonnement solaire est variable d'un endroit à un autre et d'une heure àl'autre, le fonctionnement des systèmes de pompage solaires est fortement lié àl'emplacement, à la saison, et au temps qu'il fait. Toutefois, comme pour l'énergieéolienne, l'énergie solaire à un emplacement donné est en règle générale disponibled'une manière régulière d'une année à l'autre. Autrement dit, il est donc toujourspossible d'évaluer d'une manière assez précise l'énergie solaire disponible et par suitede déterminer les caractéristiques du système en se basant sur les relevés antérieurs durayonnement solaire. Dans une certaine mesure, l'énergie solaire est moins affectée quel'énergie éolienne par les caractéristiques propres du site. Donc, il est plus faciled'estimer l'énergie solaire à un emplacement déterminé que d'estimer l'énergie éolienne(à condition bien sûr que le rayonnement ne soit pas intercepté par les arbres ou toutautre obstacle). D'autre part, les erreurs de mesure de l'énergie solaire disponible ontmoins d'incidence sur les performances du système que les erreurs de mesure, dumême ordre, de la vitesse du vent.

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Evaluation des performances

Il est absolument indispensable que la détermination des caractéristiques d'ungénérateur de pompe solaire soit faite d'une manière précise, afin d'avoir le système leplus adaptée à la fonction demandée, et d'avoir ainsi le système dont le rapport coûtefficacité est le meilleur. Quand les conditions de fonctionnement ne sont pas biendéfinies, l'approche qui est techniquement valable consiste à choisir le système dont lacapacité est supérieure aux besoins réels, pour couvrir la puissance requise même parexcès. Mais le coût du système va augmenter proportionnellement à la puissancenominale choisie, i.e., une augmentation de la capacité du système de 10% correspondà 10% de frais supplémentaires.

FIGURE 138 Energie solaire disponible et besoins en eau d'irrigation des cultures (auc lac du Tchad)

Les caractéristiques des pompes solaires d'irrigation doivent être déterminées pour le"mois critique". C'est-à-dire quand le système est pratiquement en pleine charge parrapport à l'énergie disponible. Il s'agit normalement du mois de pointe des besoins eneau d'irrigation. Ce mois coïncide, fort heureusement, avec les mois d'ensoleillementmaximum. En effet, il y a toujours une relation directe entre les besoins d'eau d'irrigationdes cultures et l'énergie solaire disponible. Par contre, une pompe solaire destinée àl'alimentation en eau potable doit fournir quotidiennement la même quantité d'eau. Dansce cas, le calcul doit être fait pour le mois critique où l'ensoleillement serait le plus faible.

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La figure 138 représente les variations typiques mensuelles de l'énergie solairemoyenne disponible, ainsi que les variations des besoins bruts moyens mensuels eneau des cultures dans la région du lac Tchad. Le mois le plus critique est le mois de Juin(qui n'est pas le mois le plus ensoleillé). Ce mois sera pris comme mois de référencepour la détermination des caractéristiques de la pompe d'irrigation solaire, car il coïncideavec le mois de plus forte consommation en eau où la charge est maximale par rapportà l'énergie disponible. Par contre, le mois d'Avril qui est le mois le plus ensoleillé, n'estun mois critique, puisqu'il correspond à la première période du cycle de végétation de laculture en question (c'est-à-dire le coton). D'autre part, les champs sont en jachère aucours du deuxième mois le plus ensoleillé, à savoir le mois de mars.

La définition du mois critique, la détermination des besoins moyens en eau , ainsi quedu rayonnement solaire moyen quotidien devraient être le point de départ pour ladétermination des caractéristiques d'une pompe solaire.

Les relevés statistiques du rayonnement solaire peuvent être obtenus auprès de laplupart des services nationaux de météorologie. Des relevés mensuels sont aussipubliés pour tous les pays du monde dans des références tel que [57] [59] (ainsi quedans les brochures publiées par les constructeurs principaux de générateurs solairesphotovoltaïques). Comme les données publiées sont plutôt à l'échelle d'une région qued'un site déterminé, on ne doit pas donc s'attendre à des estimations trop précises en sebasant uniquement sur les statistiques régionales du rayonnement solaire.

Les références telles que [57] et [60] présentent en détail des méthodes rigoureuses decalcul des systèmes solaires photovoltaïques. Cependant d'autres méthodes empiriquessimples peuvent être adoptées (comme celle ci-dessous indiquée) si l'on veut avoir desrésultats rapides et plus ou moins précis. De toute façon, la plupart des constructeurs desystèmes photovoltaïques ont déjà établi des programmes de calcul sur ordinateur. Cesprogrammes comprennent généralement une base de données couvrant pratiquementtoutes les régions du monde. Les constructeurs peuvent déterminer les caractéristiquesoptimales pour chaque utilisation et offrir des prix avantageux. L'acheteur éventuel deces systèmes devrait donc solliciter des offres de plusieurs sources et comparer lespuissances et les prix proposés. Il faut aussi éviter de se limiter au choisi du système lemoins cher qui pourrait être sous-dimensionné par rapport aux besoins à assurer.

FIGURE 139 Carte mondiale indiquant l'indice annuel moyen du niveau d'ensoleillement (clarté)

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Les aspects économiques des pompes solaires seront étudiés plus en détail dans lechapitre 5, mais l'on peut d'ore et déjà indiquer que pour que les pompes solairespuissent être économiquement compétitives, il faut remplir au moins les deux conditionssuivantes:

la valeur de pointe journalière du produit charge-débit doit être inférieure à150m3.m (par exemple 60 m3/j pour une hauteur d'élévation de 2,5 m)

le rayonnement solaire moyen journalier doit être supérieur à 4,2 kwh/m2 (soit 15MJ/m2) au cours du mois critique.

La méthode empirique suivante peut être utilisée pour déterminer d'une manièreapproximative la taille et le coût d'un générateur photovoltaïque:

estimer la valeur de pointe de la demande en énergie hydraulique quotidiennenécessaire (en kwh), soit à partir de la figure 13, ou bien à partir de la relationsuivante

avec Q le débit en m3/j, H la hauteur d'eau en m. Par exemple, pour une dose d'arrosagede 8 mm d'eau sur une parcelle de 0,3 ha et une hauteur de pompage de 10 m, le débitd'eau par jour est de 24 m3/j. Donc la puissance hydraulique serait de (24 x 10)/367 =0,654 kwh(hyd)/jour;

se donner une valeur du rendement du système secondaire, c'est-à-dire durendement de conversion de l'énergie électrique en énergie hydraulique (circuit

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électrique- circuit hydraulique). Des indications sont parfois données dans lescatalogues des constructeurs ou bien dans les publications techniques telles que[55] [56]. Toutefois, pour des hauteurs d'eau faibles (2-5 m), un rendement de30% serait une très bonne estimation. Tandis que pour les systèmes pluspuissants et fonctionnant à des hauteurs d'eau plus élevées (soit de 5 à 20 m) lerendement serait plutôt d'environ 40%;

diviser l'énergie hydraulique quotidienne par la valeur prise du rendement (soit40%) afin de déterminer les besoins journaliers en énergie électrique dusystème. Par exemple, avec les mêmes données, 0,65 kwh/0,40 = 1,625 kwh (ensupposant un rendement du système secondaire égal à 40%);

relever de la figure 139 la valeur approximative de l'indice de clarté(l'ensoleillement relatif à l'emplacement considéré). Par exemple, sur la carte onvoit que la ville de Dakar au Sénégal (en Afrique occidentale) est située dans lazone délimitée entre les courbes 60 et 70%, en extrapolant on peut adopter pourcette ville un indice de 63%. Dakar étant situé à une latitude Nord de 15° environ,le tableau annexé à la figure 139 nous donne un indice moyen du rayonnementextra-terrestre global de 9,73 kwh/m2. En multipliant par l'indice de clarté soit63%, on obtient comme rayonnement quotidien moyen 0,63 x 9,73 = 6,1 kwh/m2.Pour tenir compte des mois pour lesquels le rayonnement est inférieur à lamoyenne et des erreurs inhérentes à cette technique d'estimation, il serait plusprudent de réduire ces valeurs de 20% pour le choix de la pompe solaire. Ce quidonne enfin 0,8 x 6,1 = 4,9 kWh/m2. En résumé, il suffit de prendre la valeur durayonnement extra-terrestre correspondant à la latitude de l'emplacementconsidéré, et de la multiplier par l'indice de clarté indiqué par la carte, et deréduire le résultat ainsi obtenu de 20%.

diviser la valeur obtenue de la demande en énergie électrique (calculée en iii) ci-haut, par le rayonnement quotidien calculé ci-dessus. Multiplier le résultat par1200 afin d'obtenir la valeur approchée de la puissance nominale du générateursolaire nécessaire en watt-crête. Dans l'exemple ci-dessus, cette valeur seraitégale à (1,625/ 4,9) x 1200 = 398 W (crête).

enfin, puisque les générateurs photovoltaïques sont fournis par module d'unepuissance nominale de 35 ou 40 watts, il faut diviser le résultat obtenu par 35 ou40 (selon le cas). Ensuite d'arrondir au nombre entier de modulesimmédiatement supérieur. Ainsi, avec des modules de 40 watts, on obtient398/40 = 9,9, il faut conséquent 10 modules de 40 watts pour obtenir unepuissance nominale efficace de 400 watts.

Les coûts totaux usuels (en 1985) d'une installation solaire de pompage peuvent êtreobtenus sur la base d'un coût de 15 à 25$ E.-U. par watt de générateur, selon lefournisseur considéré et en fonction des spécifications du système. Pour les faiblespuissances, de l'ordre de 100 à 500 W, le coût unitaire est plutôt du côté de la limitesupérieure de cet intervalle de prix. Tandis que pour les puissances plus fortes égalesou supérieures à 2000 W le coût unitaire est plutôt du côté la limite inférieure. Cesvaleurs sont naturellement très approximatives, tout à fait comme la méthode de calculprésentée ci-dessus. Cependant l'exemple que nous avons choisi pour illustrer laméthode nous a donné l'ordre de grandeur de la puissance requise soit de 400 watts-crête, ainsi que le coût approximatif du système i.e. 6000 à 8000 $ E.-U.Vraisemblablement, les coûts pourraient baisser dans les années à venir dans uneproportion de 25 à 50%, suite à l'utilisation à grande échelle des générateursphotovoltaïques.

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alimentation en energie des installations de pompage · alimentation en énergie des installations...

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