Date de soutenance: 31 mai 2011 - biblio.univ-antananarivo.mg
PROJET D’INSTALLATION D’UNE CENTRALE SOLAIRE...
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--- Promotion 2016 ---
MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L’OBTENTION DU GRADE MASTER
EN GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL
Intitulé :
PROJET D’INSTALLATION D’UNE CENTRALE SOLAIRE
PHOTOVOLTAÏQUE D’UNE PUISSANCE 5 MWc POUR
DESSERVIR LA REGION ATSIMO ANDREFANA
DE MADAGASCAR
Présenté par :
- Monsieur RANDRIANARISOA Navaloniaina Lucien
- Monsieur RANDRIAMIALISOA Jimmy Lariot Michael
Directeurs de mémoire :
- Monsieur RANARIJAONA Jean Désiré
- Monsieur NANJA Fenoarisoa José Alain
Date de soutenance : Mardi 19 décembre 2017
Lieu de soutenance : Bloc Technique Vontovorona
UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
*********************
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
***************
MENTION : GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL
PARCOURS : GENIE INDUSTRIEL
MEMOIRE DE FIN D’ETUDES EN VUE DE L’OBTENTION DU GRADE MASTER
EN GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL
Intitulé :
PROJET D’INSTALLATION D’UNE CENTRALE SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE
D’UNE PUISSANCE 5 MWc POUR DESSERVIR LA REGION ATSIMO
ANDREFANA DE MADAGASCAR
Présenté et soutenu par :
- Monsieur RANDRIANARISOA Navaloniaina Lucien
- Monsieur RANDRIAMIALISOA Jimmy Lariot Michael
Directeurs de mémoire :
- Monsieur RANARIJAONA Jean Désiré, Maître de conférences et Enseignant
Chercheur à l’ESPA.
- Monsieur NANJA Fenoarisoa José Alain, Directeur de la Société GREAT.
Président du jury :
- Monsieur RANDRIAMORASATA Josoa, Professeur et Enseignant Chercheur à
l’ESPA.
Membres du jury :
- Monsieur RAMAHAROBANDRO Germain, Enseignant Chercheur à l’ESPA.
- Monsieur RAKOTONINDRINA Tahiry Fanantenana, Enseignant Chercheur à l’ESPA.
UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
*********************
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
***************
MENTION : GENIE MECANIQUE ET INDUSTRIEL
PARCOURS : GENIE INDUSTRIEL
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
i
REMERCIEMENTS
Nous rendons grâce à Dieu Tout Puissant pour son amour et sa bonté, de nous avoir donné
la force et la santé durant la réalisation de ce mémoire.
Ainsi, nous tenons à adresser nos vifs remerciements aux personnes suivantes sans
lesquelles ce mémoire n’aurait abouti à sa fin :
Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon, Professeur Titulaire et Directeur de
l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo (ESPA) ;
Madame RAKOTOMANANA Dina Arisoa, Responsable de la Mention Génie
Mécanique et Industriel.
Nos sincères gratitudes s’adressent à Monsieur RANARIJAONA Jean Désiré, Maître de
conférences et Enseignant Chercheur à l’ESPA, pour sa disponibilité, son soutien moral et
pédagogique durant l’accomplissement de ce mémoire. Nous adressons aussi nos
remerciements à Monsieur NANJA Fenoarisoa José Alain, Directeur de la Société GREAT qui
a suivi de très près notre travail.
Nous tenons également à exprimer nos gratitudes aux personnes suivantes :
Monsieur RAMAHAROBANDRO Germain, Enseignant Chercheur à l’ESPA.
Monsieur RAKOTONINDRINA Tahiry Fanantenana, Enseignant Chercheur à
l’ESPA.
Nous remercions également notre famille pour leurs sacrifices et leurs soutiens
bienveillants durant nos études afin que nous puissions arriver à ce niveau.
Enfin, un grand merci à tous ceux qui ont contribué de loin ou de près à la réalisation de
ce travail.
Merci à tous !
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
ii
TABLE DES MATIERES
REMERCIEMENTS ................................................................................................................... i
LISTE DES SYMBOLES ET DES ABREVIATIONS ............................................................ iv
LISTE DES FIGURES ............................................................................................................. vii
LISTE DES TABLEAUX ......................................................................................................... ix
INTRODUCTION ...................................................................................................................... 1
PARTIE I : MONOGRAPHIE DE LA ZONE D’ETUDES ET GENERALITES SUR LES
ENERGIES RENOUVELABLES ............................................................................................. 2
CHAPITRE I : INFORMATION GENERALE DE LA SOCIETE GREAT ET
PRESENTATION DE LA ZONE D’ETUDES ..................................................................... 3
I.1 Présentation de la société GREAT ................................................................................ 3
I.2 Présentation de la zone d’étude .................................................................................... 3
CHAPITRE II : CONTEXTE ENERGETIQUE ET LES ENERGIES RENOUVELABLES
.............................................................................................................................................. 10
II.1 Contexte énergétique mondiale ................................................................................. 10
II.2 Contexte énergétique malgache ................................................................................ 14
II.3 Les énergies renouvelables ........................................................................................ 16
PARTIE II : TECHNOLOGIE, METHODOLOGIE ET RESULTATS ................................. 20
CHAPITRE III : PRODUCTION DE L’ENERGIE ELECTRIQUE PAR LE SYSTEME
PHOTOVOLTAIQUE ......................................................................................................... 32
III.1 Notion générale sur les photovoltaïques .................................................................. 32
III.2 Différents types de générateurs photovoltaïques...................................................... 39
III.3 Caractéristique technique d’une installation d’une centrale photovoltaïque............ 41
CHAPITRE IV : TECHNOLOGIE ET METHODOLOGIE ............................................... 44
IV.1 Description des logiciels utilisés .............................................................................. 44
IV.2 Expression des paramètres du rayonnement solaire ............................................... 48
IV.3 Modèle de détermination du rayonnement solaire ................................................... 52
IV.4 Méthode de dimensionnement d’une installation photovoltaïque .......................... 55
CHAPITRE V : PRESENTATION DES RESULTATS ..................................................... 63
V.1 Résultats de l’évaluation du rayonnement solaire du site ......................................... 63
V.2 Résultats de dimensionnement de la centrale ............................................................ 75
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
iii
PARTIE III : MAINTENANCE, CONSIDERATION ECONOMIQUE ET ETUDE DES
IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX DU PROJET .............................................................. 83
CHAPITRE VI- GESTION DE LA MAINTENANCE DE LA CENTRALE .................... 87
VI.1 Définition de la maintenance ................................................................................... 87
VI.2 Types de maintenance .............................................................................................. 88
VI.3 Constitution d’un dossier de maintenance et guide d’intervention ......................... 88
VI.4 Technique d’installation d’une centrale photovoltaïque .......................................... 93
VI.5 Estimation du coût annuel de maintenance ............................................................. 93
CHAPITRE VII : ANALYSE FINANCIERE DU PROJET ............................................... 94
VII.1 Définition ................................................................................................................ 94
VII.2 Les paramètres financiers ...................................................................................... 94
VII.3 Données financières du projet ............................................................................... 97
VII.4 Viabilité financière ................................................................................................. 98
CHAPITRE VIII : ETUDE DES IMPACTS ENVIRONNEMENTAUX ......................... 100
VIII.1 Contexte générale ................................................................................................ 100
VIII.2 Définition ............................................................................................................. 100
VIII.3 Evaluation des impacts environnementaux ......................................................... 100
CONCLUSION ...................................................................................................................... 105
ANNEXES ................................................................................................................................ A
ANNEXE I : Information générale de la société GREAT ................................................ B
ANNEXE II : Localisation des Fonkotany Tampolove. ................................................... C
ANNEXE III : Irradiation solaire journalière du Morombe. ............................................. D
ANNEXE IV: Exemple d’une fiche technique d’un module photovoltaïque .................... E
ANNEXE V : Exemple d’une fiche technique d’un onduleur pour le réseau. ................... F
ANNEXE VI : Analyse financière sur RETscreen. .......................................................... G
ANNEXE VII : Résultats du dimensionnement sur PVsyst.............................................. H
ANNEXE VIII : Schéma simplifié de l’installation ............................................................ I
ANNEXE IX : Exemplaire de fiche d’entretien d’une centrale photovoltaïque ................. J
ANNEXE X : Extrait du code de programme écrit sous Matlab ...................................... K
BIBLIOGRAPHIE ..................................................................................................................... L
WEBOGRAPHIE ...................................................................................................................... M
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iv
LISTE DES SYMBOLES ET DES
ABREVIATIONS
Abréviations Significations Unité
A Azimut du Soleil [rad]
AMDEC Analyse Des Modes de Défaillance, de leur Effet et de
leur Criticité
-
B Coefficient de trouble atmosphérique -
B L’angle du jour [rad]
C Coefficient d’incidence -
𝑪𝑭𝒕 Flux de trésorerie -
𝒄𝒐𝒔𝝆 Facteur de puissance du convertisseur -
𝑪𝑻 Capacité totale du système de stockage [𝐀𝐡]
𝑪𝒃𝒂𝒕𝒕 Capacité d’une batterie [𝐀𝐡]
Cu inf Dernier cumul négatif des flux de trésorerie actualisés -
Cu Sup Premier cumul positif des flux de trésorerie actualisés -
D Durée d’ensoleillement [h]
D Rayonnement solaire diffus [W/m2]
DRC Délai de Récupération des Capitaux -
𝑬𝑪𝑱 Consommation énergétique journalière [𝐖𝐡/𝐣]
𝑬𝒐 Constante solaire [W/m2]
𝑬𝒓 Epaisseur optique de Rayleigh -
𝑬𝒔 Rayonnement solaire [𝐰/𝐦𝟐]
ET Equation du Temps [h]
𝑭𝑺 Facteur de sécurité -
G Rayonnement global [W/m2]
GES Gaz à effet de serre -
GREAT malaGasy ROV and Electrical Associated Technicians -
GRET Groupe de Recherche et d’Echanges Technologiques -
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v
H Hauteur du Soleil [rad]
HR Taux moyen d’humidité relative [%]
𝒊 Inclinaison du capteur solaire [°]
𝑰𝒄𝒄 Courant de court-circuit [A]
𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎 Courant maximal [A]
𝑰𝒓𝒂 Irradiation annuel [kWh/𝐦𝟐/𝐚𝐧]
I Rayonnement solaire direct [𝐰/𝐦𝟐]
Impp Courant au point de puissance maximale [A]
𝑰𝑵𝑻 Partie entière de l’expression entre parenthèses -
𝒋 Numéro d’ordre du jour -
JIRAMA Jiro sy Rano Malagasy -
𝒌𝒅 Coefficient de décharge -
𝑲𝒑 Coefficient qui tient compte des pertes -
L Latitude [rad]
𝑳𝑶 Longitude du lieu [rad]
m Masse d’air optique relative [Kg]
MDP Mécanisme de développement propre -
MPP Point de puissance maximale -
Mtep Mégatonne équivalent pétrole -
NASA National Aeronautics and Space Administration -
NF Numéro de fuseau horaire du lieu -
𝒏𝒋 Nombre de jours d’autonomie sans ensoleillement 3jours [jour]
𝑵𝑶𝑪𝑻 Température nominale d’opération des modules [°𝐂]
OCDE Organisation de Coopération et de Développement
Economique
-
ONG Organisation Non Gouvernementale -
𝑷𝒂𝒕𝒎 Pression atmosphérique [Pa]
𝑷𝒐𝒏𝒅 Puissance nominale d’un onduleur [𝐤𝐖]
𝑷𝒗 Pression de vapeur [mmHg]
𝑷𝒗𝒔 Pression de la vapeur saturante [mmHg]
PV Photovoltaïque -
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vi
RNP Route Nationale Primaire reliant les chefs-lieux des
faritany
-
𝑺𝒄𝒆𝒍 Surface d’un module [𝐦𝟐]
S Rayonnement solaire direct sur une surface inclinée [𝐰/𝐦𝟐]
STC Standard Test Condition -
𝒕 Taux d’actualisation [%]
T Température de l’air [°C]
𝑻𝒂 Température ambiante du lieu [°𝐂]
tep Tonne équivalent pétrole -
TL Temps Légal [h]
𝑻𝑳 Facteur de trouble de Linke -
TRI Taux de Rentabilité Interne [%]
TSM Temps Solaire Moyen [h]
TSV Temps Solaire Vrai [h]
𝑼𝒅 Tension minimale [𝐕]
𝑼𝒏𝒐𝒎 Tension nominale minimale du module [V]
UPDR Unité de Politique pour le Développement Rural -
𝑽𝒄𝒐 Tension de circuit ouvert [V]
VAN Valeur Actualisée Nette [USD]
Vmpp Tension au point de puissance maximale [V]
ω Angle horaire [rad]
𝒛 Altitude du lieu en [m]
∆𝑼𝒎𝒂𝒙 Chute de tension maximale tolérée [%]
𝜼𝒄 Rendement d’un convertisseur [%]
𝜼𝒎 Rendement d’un module [%]
𝜼𝟎 Rendement des modules sous STC « Standard Test
Conditions »
[%]
𝜸 Variation du rendement des modules [%/°𝐂]
𝜹 Déclinaison [rad]
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vii
LISTE DES FIGURES
Figure 1: Délimitation géographique de la région Atsimo Andrefana. ..................................... 4
Figure 2: Evolution et extrapolation de la consommation d’énergie mondiale. ..................... 10
Figure 3 : Part estimée des énergies renouvelables dans la production d’électricité mondiale
en 2011. .................................................................................................................................... 11
Figure 4 : Capacité hydroélectrique mondiale totale pour les cinq pays de tête en ............... 11
Figure 5 : Capacité mondiale totale du photovoltaïque solaire en 1995-2011 ....................... 12
Figure 6 : Capacité mondiale totale de l’éolienne en 1996-2011. .......................................... 13
Figure 7 : Production d’éthanol et de biodiesel en 2000-2011. .............................................. 13
Figure 8: Postes de consommation énergétique à Madagascar. ............................................. 14
Figure 9: Barrage hydroélectrique. ......................................................................................... 17
Figure 10: Schéma principe d’une usine biomasse ................................................................. 17
Figure 11 : Centrale éolienne. ................................................................................................. 18
Figure 12 : Centrale photovoltaïque raccordée au réseau ...................................................... 19
Figure 13 : Fonctionnement d’une cellule photovoltaïque. ..................................................... 33
Figure 14 : Principe du champ photovoltaïque. ...................................................................... 33
Figure 15 : Association des modules en série. ......................................................................... 34
Figure 16 : Caractéristique résultante d’un groupement en série de ns cellules identiques. .. 34
Figure 17 : Association des modules en parallèle ................................................................... 35
Figure 18 : Caractéristique résultante d’un groupement en parallèle de np cellules identiques
.................................................................................................................................................. 35
Figure 19 : Association mixte des modules. ............................................................................. 36
Figure 20 : Caractéristique résultante d’un groupement en série parallèle de ns cellules ..... 36
Figure 21 : Influence de l’éclairement sur la caractéristique (IPV,VP) à température constante
.................................................................................................................................................. 37
Figure 22 : Influence de l’éclairement sur la caractéristique (PV, VP) à température constante
.................................................................................................................................................. 37
Figure 23 : Influence de température sur la caractéristique (IPV, VP) à un ensoleillement
constant .................................................................................................................................... 38
Figure 24 : Influence de température sur la caractéristique (PV, VP) à un ensoleillement
constant .................................................................................................................................... 38
Figure 25 : Schéma de principe d’une installation-type photovoltaïque ................................. 41
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viii
Figure 26 : Interface des différentes options sur le logiciel PVsyst ........................................ 47
Figure 27 : Interface des bases de données du logiciel PVsyst ............................................... 47
Figure 28 : Interface des outils du logiciel PVsyst ................................................................. 48
Figure 29 : Latitude et longitude d’un point local. .................................................................. 49
Figure 30 : Angle horaire et déclinaison du Soleil. ................................................................. 50
Figure 31 : Azimut et hauteur du Soleil ................................................................................... 51
Figure 32 : Schéma fonctionnel d’un système photovoltaïque raccordé au réseau muni d’un
système de stockage. ................................................................................................................. 55
Figure 33 : Centrale solaire posée au sol. ............................................................................... 57
Figure 34 : Utilisation des suiveurs solaires ........................................................................... 57
Figure 35 : Données météorologiques du Morombe. .............................................................. 64
Figure 36 : Interface d’accueil d’évaluation de gisement solaire. .......................................... 65
Figure 37 : Interface d’entrée des données et affichage des résultats du gisement solaire. ... 66
Figure 38 : Courbe d’ensoleillement horizontal annuel du Morombe. ................................... 67
Figure 39 : Courbe d’ensoleillement annuel du Morombe avec capteur incliné à 22[°]. ....... 69
Figure 40 : Influence de la température au rayonnement solaire. .......................................... 70
Figure 41 : Influence de l’altitude sur le rayonnement solaire. .............................................. 71
Figure 42 : Influence de l’humidité relative au rayonnement solaire. .................................... 72
Figure 43 : Influence de la latitude sur le rayonnement solaire. ............................................. 73
Figure 44 : Influence de l’angle d’inclinaison sur le rayonnement solaire. ............................ 74
Figure 45 : Interface d’accueil de dimensionnement d’une centrale photovoltaïque. ............ 81
Figure 46 : Interface d’entrée des données et d’affichage des résultats du dimensionnement
d’une centrale photovoltaïque. ................................................................................................. 82
Figure 47 : Graphique des flux monétaires cumulatifs. ........................................................... 99
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ix
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 1: Superficie des districts dans la région ..................................................................... 4
Tableau 2 : Electricité/ Données structurelles ........................................................................... 8
Tableau 3 : Electricité/Données opérationnelles ....................................................................... 9
Tableau 4 : Energies renouvelables à Madagascar. ................................................................ 15
Tableau 5: Types de générateurs photovoltaïques. .................................................................. 40
Tableau 6 : Etapes d’analyse du projet sur RETscreen. .......................................................... 45
Tableau 7 : Degré d’inclinaison du panneau photovoltaïque en fonction de la latitude. ........ 58
Tableau 8 : Valeurs du rayonnement solaire quotidien horizontal. ........................................ 67
Tableau 9 : Valeurs du rayonnement solaire quotidien incliné. .............................................. 68
Tableau 10 : Rayonnement solaire annuel sur un capteur horizontal et incliné. .................... 69
Tableau 11 : Caractéristique des photovoltaïques utilisés. ..................................................... 75
Tableau 12 : Caractéristiques de la batterie. .......................................................................... 78
Tableau 13 : Caractéristiques générales de l’onduleur. .......................................................... 79
Tableau 14 : Ventilation classique des coûts repères pour une centrale électrique solaire
photovoltaïque. ......................................................................................................................... 97
Tableau 15 : Coûts estimatifs de notre projet. ........................................................................ 98
Tableau 16 : Viabilité financière du projet. ............................................................................. 98
Tableau 17 : Module solaire de type silicium poly-cristalline ................................................... E
Tableau 18 : Fiche technique d’un onduleur ............................................................................. F
Tableau 19 : Viabilité financière en détail ............................................................................... G
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1
INTRODUCTION
Depuis longtemps, la plupart de la production de l’énergie électrique à Madagascar
dépend essentiellement des énergies fossiles pétroliers importées, pourtant elles deviennent de
plus en plus rares à cause de leur quantités limitées et de leur prix sur le marché mondial qui
sont imprévisibles et augmentent de façon incontrôlable. En plus, elles dégagent des gaz qui
provoquent la dégradation de l’environnement et détruisent la couche d’ozone, entrainant ainsi
le réchauffement de la planète. Le manque de pluie aussi est devenu un problème majeur pour
le ravitaillement d’électricité dans plusieurs régions de la grande île. Le délestage est devenu
de plus en plus fréquent surtout dans les grandes villes. Face à ce problème qui demande une
solution rapide mais durable, il faut donc recourir à l’utilisation des énergies renouvelables
telles que les énergies solaires, les énergies éoliennes, etc.
D’après le GRET (Groupe de Recherche et d’Echanges Technologiques), presque toutes
les régions de Madagascar ont plus de 2800 heures d’ensoleillement annuel, ce qui place la
Grande Ile parmi les pays riches en gisement solaire. L’exploitation de l’énergie solaire à
Madagascar serait alors un atout pour le développement économique et social de ce pays. C’est
dans cette option que la Société GREAT (malaGasy ROV and Electrical Associated
Technicians) nous a proposé ce sujet de mémoire intitulé : « Projet d’installation d’une
centrale solaire photovoltaïque d’une puissance de 5 MWc pour desservir la région
Atsimo Andrefana de Madagascar ».
Pour ce faire, nous avons subdivisé l’étude en trois parties. En premier lieu, nous faisons
une étude sur la monographie de notre zone d’études et généralités sur les énergies
renouvelables. La seconde partie sera consacrée à la méthodologie, technologie et résultats de
notre travail. La gestion de maintenance d’une centrale photovoltaïque ainsi que l’analyse
financière du projet et son impact sur l’environnement seront rassemblés dans la troisième et
dernière partie.
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2
PARTIE I : MONOGRAPHIE DE LA
ZONE D’ETUDES ET GENERALITES
SUR LES ENERGIES RENOUVELABLES
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3
CHAPITRE I : INFORMATION GENERALE DE LA
SOCIETE GREAT ET PRESENTATION DE LA ZONE
D’ETUDES
I.1 Présentation de la société GREAT
GREAT (malaGasy ROV and Electrical Associated Technicians) est une société
malgache sise à Antananarivo œuvrant dans le domaine du TIC, pétrolier et dans le secteur
génie civil et industriel ; elle a été créée par des pilotes ROV et ingénieurs malgaches. Sur le
secteur industriel, elle s’intéresse beaucoup à l’exploitation de l’énergie renouvelable comme
l’énergie solaire photovoltaïque. L’ANNEXE I donne plus d’informations sur cette société.
I.2 Présentation de la zone d’étude [11]
I.2.1 Localisation géographique de la région Atsimo Andrefana
Située au Sud-Ouest de Madagascar, la Région Atsimo Andrefana se trouve dans la
province de Toliara. S’étendant sur une côte de 800 km. Elle est composée de 9 districts et 105
communes. Son chef-lieu de région est Toliara I qui se trouve à 945 km environ de la capitale
de Madagascar. Les autres districts qui la composent sont les suivants : Toliara II, Ampanihy
Ouest, Ankazoabo, Benenitra, Beroroha, Betioky Sud, Morombe, Sakaraha.
Elle est limitée par les coordonnées géographiques suivantes :
Latitude : entre 21°66’ et 24°72’ Sud ;
Longitude : entre 43°47’ et 45°47’ Est.
Elle couvre une superficie de 66 502 km2, ce qui représente 11,4 % de la superficie totale de
Madagascar.
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4
Districts Superficie (km2)
Ampanihy Ouest 13253
Ankazoabo 8834
Benenitra 4741
Beroroha 6723
Betioky (Sud) 10079
Morombe 7109
Sakaraha 8160
Toliara I 282
Toliara II 7321
TOTAL 66502
Tableau 1: Superficie des districts dans la région [11].
La délimitation géographique de la région Atsimo Andrefana sur la carte de Madagascar est
montrée sur la figure ci-dessous, elle est colorée en verte sur la carte :
Figure 1: Délimitation géographique de la région Atsimo Andrefana [11].
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5
I.2.2 Relief [11].
Le relief de la Région Atsimo Andrefana est marqué par la présence de deux grands types
de paysages qui sont :
Le domaine calcaro-gréseux et basaltique interne :
Celui-ci est formé essentiellement de massifs et de plateaux intérieurs. Parmi les reliefs, les plus
importants apparaissent :
A l’Est, le massif de l’Isalo, qui domine la dépression périphérique sakamenienne. L’aspect
pittoresque de ce massif ruiniforme, avec son relief aux formes étranges, son réseau de
canyons en font une des curiosités de Madagascar. Les altitudes maximums de l’Isalo sont
supérieures à 1000 m ; 1224 m et 1304 m au Sud de la grotte des Portugais, 1082 m à
Bekapity, près de la RNP7, 1066 m à Bezabo vers le Sud, 949 m à Ampandraky au nord de
Benenitra.
Vers l’Ouest, la Cuesta jurassique des côtes de LAMBOSINA (route de crête Sakaraha-
Beroroha) se prolonge vers le Sud. Elle domine les dépressions de SAKARAHA et de
BEZAHA sur la TAHEZA. Elle culmine à 787 m.
Vers le Nord, les étagements de l’ANALAVELONA basaltique, entièrement soulevés par
le volcanisme tertiaire et hachés par les fractures, culminent à 1348 m à MITSINJORIAKA.
Ce massif, presque entièrement savanisé, joue le rôle de château d’eau pour la région.
La cuesta calcaire dédoublée se prolonge toujours au Nord jusqu’au Mangoky. Culminant
à plus de 1000 m dans le MIKOBOKA, elle atteint 1082 m à AMBALATANY, 862 m à
ANKOBOKA et 745 m dans l’AMBERA.
Au sud du FIHERENANA et jusqu’au fleuve de MENARANDRA se développe les plateaux
karstiques de BELOMOTRA et du MAHAFALY qui forment un ensemble assez homogène
(plateaux structuraux). Toutefois, ils sont entaillés de tout un dédale de dépressions à sols
argileux. En cas de précipitation violente et abondante, ces dépressions sont inondées pour
quelques jours. En saison sèche, l’eau stagne dans quelques mares résiduelles «
RANOVORY ou SIHANAKE ».
Le domaine côtier occidental :
La longueur des côtes est d’environ 800 km (Morombe - Toliara : 500 km et Toliara –
Bevoalavo Ouest : 300km). De faible altitude (5 à 200 m), elle est constituée d’immense espace
entièrement recouverte de sables roux. Hormis quelques buttes résiduelles (du côté de Betioky
Somotsy par exemple), sa topographie est uniformément plate.
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6
I.2.3 Climatologie [11]
La Région Atsimo Andrefana se distingue des autres régions de Madagascar par son climat
semi-aride. C’est une région de plateaux et de plaines qui fait partie des régions sahéliennes.
Une alternance de deux saisons est remarquée dans la région à savoir la saison sèche, plus
longue qui s’étale de 7 à 9 mois et se rencontre surtout sur les zones côtières et une brève saison
de pluie, parfois aléatoire, souvent très irrégulière et toujours pauvre en précipitation (moins de
600 mm/an).
a. Les descriptions des sous régions climatiques d’Atsimo Andrefana
Sub-humide à hiver très frais d’altitude
Ce climat affecte les montagnes inhabités : le Mikoboka, l’Analavelona, l’Isalo ;
caractérisé par 7 à 8 mois secs.
Semi-humide et chaud
Il s’agit des régions septentrionales du Sud-Ouest, le Bas et le Moyen-Mangoky
(Beroroha) avec une durée de 8 mois édaphiquement secs. Le climat reste très favorable à
l’agriculture, la deuxième récolte de riz n’est pas gênée par la fraîcheur de l’hiver.
Semi-humide à hiver tempéré
C’est le climat de l’Ibara en général, du Mangoky à Onilahy et du Masikoro oriental
(Ankililoaka à Befandriana Sud) avec 8 mois secs. L’aridité y est donc plus marquée mais les
pluies y sont suffisantes pour y faire du coton pluvial. Les années sèches sont toutefois à
redouter.
Semi-aride à hiver tempéré
Il s’agit du Mahafaly intérieur, du plateau à la pénéplaine. L’aridité y est davantage
marquée : 9 à 11 mois édaphiquement secs. La faiblesse des précipitations et l’irrégularité de
leur répartition, tant pendant la saison de pluies que d’une l’année sur l’autre, rendent aléatoires
beaucoup de cultures.
Sub-aride et chaud
C’est le domaine littoral et sub-côtier du bush, nettement xérophile. Les précipitations
sont très faibles. Il y a 12 mois édaphiquement secs. Elle a une forte humidité relative,
supérieure à 65% en moyenne.
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7
b. La température
Selon les données recueillies auprès du Service de la météorologie en 2008, la
température moyenne de la région est de 24,6 °C avec un maxima de 30 °C et un minima de
10 °C.
Comme dans le cadre du climat, on remarque une variation de température dans les différentes
sous régions :
- pour la sous-région Sub-humide à hiver très frais d’altitude, la température moyenne
annuelle est de 19 à 22 °C, mais l’hiver y est assez froid avec une température
moyenne inférieure à 18 °C.
- semi humide et chaud dont la température varie de 25 à 28 °C.
- semi humide à hiver tempéré, la température moyenne est comprise entre 23 et 26 °C.
L’hiver est bien moins chaud que dans le climat précédent avec une température
minimale de 10 à 13 °C.
- semi-aride à hiver tempéré, la température y varie de 23 à 25 °C avec un minima de 13
à 16 °C, l’hiver y est moins marqué que vers l’intérieur.
- sub-aride et chaud, la température y varie de 23 à 25 °C avec un minima de 13 à 16 °C,
l’hiver y est moins marqué que vers l’intérieur.
c. Pluviométrie
L’une des caractéristiques de la Région Atsimo Andrefana est la faiblesse de
pluviométrie.
En général, les moyennes annuelles des précipitations sont partout inférieures à 750 mm,
le nombre de précipitation est de 291,5. Il est important de souligner que la pluviométrie
enregistre une décroissance régulière du Nord vers le Sud.
Par contre, une augmentation nette est observée à mesure que l’on pénètre vers l’intérieur.
On remarque que plus de 80 % des précipitations, en moyenne, se font pendant la saison humide
(de novembre à mars), le mois de janvier étant sans conteste le mois le plus arrosé. Au contraire,
la période qui s’étend d’avril en octobre est remarquablement sèche, les minima tournant autour
de 2 à 2,5 mm en juillet.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
8
I.2.4 Secteur énergétique
a. Puissance installée/fournie
Huit des neuf districts de la région ont fourni des informations relatives aux installations
de réseau électrique selon les réponses obtenues lors de l’enquête CREAM de 2009.
Le tableau ci-après fournit les informations concernant la puissance fournie/installée.
District Puissance fournie ou Installée JIRAMA en [kWh]
Ampanihy 396
Ankazoabo 83
Benenitra 24
Beroroha 115
Betioky 120
Morombe -
Sakaraha 400
Toliara I 4 300
Toliara II 15 940
Total 21 378
Tableau 2 : Electricité/ Données structurelles [11].
b. Sources d’énergie
L’énergie produite dans la région provient essentiellement de source thermique et
marginalement de source d’origine solaire selon les réponses obtenues lors de l’enquête
CREAM 2009. Ces résultats sont à relativiser étant donné une forte proportion de réponses
manquantes.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
9
Proportion de communes
Principale source de
production d'électricité
Thermique 16,19 %
Solaire 1,9 %
Manquant 81,9 %
Total 100,0 %
Existence de fournisseurs
de réseau électrique
JIRAMA uniquement 10,48 %
JIRAMA et autres fournisseurs 2,86 %
Fournisseurs autres que JIRAMA 8,57 %
Non 77,14 %
Manquant 0,95 %
Total 100,0 %
Zone couverte par le
réseau de la JIRAMA
Toute la commune 10,47 %
Manquant 89,53 %
Total 100,0 %
Proportion de communes
ayant un délestage
de plus d’une heure
Oui 14,29 %
Non 1,9 %
Manquant 83,81 %
Total 100,0 %
Zone de délestage
Tous les fokontany sans exception 9,52 %
Certains seulement 4,76 %
Manquant 85,71 %
Total 100,0 %
Durée du délestage
1 à 3 heures 6,67 %
3 à 6 heures 1,9 %
6 à 12 heures 1,9 %
12 à 23 heures 2,86 %
24 heures et plus 0,95 %
Manquant 85,71 %
Total 100,0 %
Fréquence du délestage
par jour
1 fois par jour 6,67 %
3 fois par jour 1,9 %
Manquant 91,43 %
Total 100,0 %
Tableau 3 : Electricité/Données opérationnelles [11].
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10
CHAPITRE II : CONTEXTE ENERGETIQUE ET LES
ENERGIES RENOUVELABLES
II.1 Contexte énergétique mondiale
II.1.1 Les exigences énergétiques mondiales [3]
Les exigences énergétiques mondiales s’accroissent constamment, elles ont été
multipliées par quarante au cours du siècle dernier. La figure qui suit illustre l’évolution de la
consommation énergétique mondiale depuis 1750 jusqu’à 2000 avec une extrapolation pour les
50 années qui s’en suivent.
Figure 2: Evolution et extrapolation de la consommation d’énergie mondiale [3].
Ce graphe montre que les besoins énergétiques mondiales s’accroissent de façon
exponentielle. Entre les années 1950 et 2000, la consommation énergétique mondiale a triplé
de valeur en allant de 3000 Mtep à 9000 Mtep.
II.1.2 Les capacités énergétiques mondiales en énergies renouvelables
La figure ci-dessous montre que la part des énergies renouvelables dans la production
d’électricité constitue 20,3% de la production mondiale. L’hydroélectricité est la plus utilisée
avec une proportion de 15,3% de la production mondiale d’électricité et les autres énergies
renouvelables n’en constituent que 5%.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
11
Figure 3 : Part estimée des énergies renouvelables dans la production d’électricité mondiale
en 2011 [18].
a. Hydroélectricité
Une capacité ajoutée de 25 GW, selon les estimations, est apparue en 2011, suscitant un
accroissement de la capacité mondiale installée de près de 2,7 %, à environ 970 GW.
L’hydroélectricité continue de produire plus d’énergies que toute autre ressource renouvelable,
avec une production estimée à 3 400 TWh durant 2011. La capacité hydroélectrique mondiale
totale est représentée dans la figure suivante pour les cinq pays de tête en 2011.
Figure 4 : Capacité hydroélectrique mondiale totale pour les cinq pays de tête en
2011 [18].
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
12
b. Énergie photovoltaïque solaire
L’énergie photovoltaïque solaire a connu une nouvelle année de croissance
exceptionnelle. La capacité opérationnelle ajoutée a représenté près de 30 GW, et accru ainsi la
capacité totale de 74 %, à près de 70 GW. La dynamique en faveur des systèmes placés au sol
à large échelle s’est poursuivie tandis que les systèmes à petite échelle placés sur les toits
conservaient leur bon positionnement. La figure qui suit nous montre la capacité mondiale totale
du solaire photovoltaïque depuis 1995 jusqu’à l’année 2011.
Figure 5 : Capacité mondiale totale du photovoltaïque solaire en 1995-2011[18].
c. Énergie éolienne
La capacité de l’énergie éolienne a augmenté de 20 % en 2011, pour atteindre environ
238 GW en fin d’année, représentant ainsi la plus importante capacité ajoutée en matière de
technologies basées sur les énergies renouvelables. En 2010, les capacités ajoutées ont été plus
nombreuses dans les pays en développement et sur les marchés émergents que dans les pays de
l’OCDE. La Chine a assumé près de 44 % du marché mondial (avec des capacités ajoutées
légèrement moindres qu’en 2010), devant les États-Unis et l’Inde, l’Allemagne reste le principal
marché en Europe. La figure 6 représente la capacité mondiale totale de l’éolienne depuis 1996
jusqu’à 2011.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
13
Figure 6 : Capacité mondiale totale de l’éolienne en 1996-2011 [18].
d. Le chauffage, l’électricité et le transport basés sur la biomasse
La capacité de l’énergie issue de la biomasse a augmenté de quelques 66 GW en 2010,
pour atteindre près de 72 GW à la fin 2011. Les États-Unis ont été, dans le monde, au premier
rang des producteurs d’électricité issue de la biomasse, devant les pays de l’Union Européen,
le Brésil, la Chine, l’Inde et le Japon. La plupart des pays africains producteurs de sucre ont
produit de l’électricité et assuré le chauffage en ayant recours à la production combinée chaleur-
force basée sur la bagasse. La production d’éthanol et de biodiesel entre 2000 et 2011 sont
indiquées dans la figure ci-après.
Figure 7 : Production d’éthanol et de biodiesel en 2000-2011 [18].
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14
II.2 Contexte énergétique malgache [15]
II.2.1 Le bilan énergétique actuel à Madagascar
La consommation énergétique par habitant est de 0,2 tep/an. Parmi les plus faibles du
monde, la moyenne mondiale étant de 1,6 tep/an. Elle repose pour le moment essentiellement
sur l’utilisation du bois et de ses dérivés, ce qui a fortement contribué à la déforestation. La
couverture forestière de l’île a diminué de près de 40 % entre 1950 et 2000.
Figure 8: Postes de consommation énergétique à Madagascar [2].
II.2.2 Le taux d’électrification
En 2006, le taux de couverture nationale en électricité à Madagascar est environ 28 % et
de 12 % dans la région cible. En zone rurale, où vit 70% de la population, le taux
d’électrification n’est plus que de 5 %.
Une puissance totale de 308 MW est installée dans le pays fin 2006. 66 % de la production
d’électricité sont fournies par les centrales hydrauliques et le tiers restant provient des centrales
thermiques.
II.2.3 Le potentiel des énergies renouvelables à Madagascar
Madagascar possède beaucoup de potentialité en matière d’énergies renouvelables qui
peut couvrir les besoins énergétiques de la population de l’île mais ces ressources ne sont pas
encore bien exploitées. Le tableau suivant montre le potentiel de Madagascar en énergie
renouvelable.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
15
Quantités récupérables Equivalent tep
Potentiel hydroélectrique 5 000 MW 6 000 000
Potentiel solaire 2 000 kWh/m²/an 5 000 000 000
Potentiel éolien 2 000 à 2 700 kWh/m²
Tableau 4 : Energies renouvelables à Madagascar.
Madagascar a un grand potentiel en énergie solaire avec une énergie incidente de l’ordre
de « 2 000 kWh/m²/an et presque toutes les régions du pays ont plus de 2 800 heures
d’ensoleillement annuel, soit une puissance solaire de 750 w/m². Les régions les plus
intéressantes disposant d’un niveau de rayonnement supérieur à 5 500 W/m² sont Diana, Sava,
Sofia, Boeny, Melaky, Menabe, Haute Matsiatra, Amoron’i Mania, Anosy, Androy, Atsimo
Andrefana, Ihorombe, Vakinankaratra, Bongolava et Atsimo Atsinanana.
L’énergie solaire est valorisée en énergie électrique grâce aux installations
photovoltaïques, et en énergie pour la cuisson, grâce au cuiseur solaire ou au solaire à
concentration.
De plus, Madagascar possède un potentiel important dans la production d’énergie
éolienne. Globalement, les régions Nord, Sud et la côte Est constituent les zones favorables où
la vitesse de vent est intéressante, atteignant 7,5 à 9 m/s dans le nord, 6 à 9 m/s dans le sud. En
considérant les zones du Nord au Sud longeant la côte Est, ayant une vitesse de vent aux
environs de 6,5 m/s, Madagascar dispose un potentiel de 2 000 MW d’énergie éolienne.
Les ressources solaire et éolienne sont peu valorisées compte tenu du coût d’accès aux
matériels relativement élevés et d’autant plus que ces matériels sont importés, les coûts
d’acquisition et d’installation des équipements restent élevés. Afin d’amortir ce coût et d’inciter
les investissements, le Gouvernement a autorisé une détaxation de l’importation de ces
matériels, ainsi qu’une réduction d’impôts pour les investissements dans les énergies
renouvelables. En plus, des initiatives ont été prises par des ONG et projets afin d’au moins,
importer les pièces essentielles et procéder au montage des équipements à Madagascar.
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16
II.3 Les énergies renouvelables
II.3.1 Définition de l’énergie renouvelable [19]
Une énergie renouvelable est une source d’énergie qui se renouvelle assez rapidement
pour être considérée comme inépuisable à l’échelle de l’homme. Les énergies renouvelables
sont issues des phénomènes naturels réguliers ou constants provoqués par les astres,
principalement le Soleil (rayonnement), mais aussi la Lune (marée) et la Terre (géothermique).
Aujourd’hui, on assimile souvent, par abus de langage, les énergies renouvelables aux énergies
propres.
Par opposition aux énergies fossiles et fissiles qui sont des énergies de stock, les énergies
renouvelables sont des énergies de flux. Elles se régénèrent en permanence au rythme du soleil
et ses dérivés (le vent, les cours d’eau, les vagues, les courants marins, la chaleur naturelle et la
croissance de la biomasse), ainsi que des marées et de la chaleur naturelle de la terre.
II.3.2 Les différents types d’énergie renouvelable [20]
Les énergies renouvelables regroupent un grand nombre de systèmes différents, selon la
source d’énergie valorisée et la forme d’énergie obtenue.
a. L’énergie hydraulique
L’énergie hydraulique tire son origine dans les phénomènes météorologiques et donc du
Soleil. Ces phénomènes prélèvent de l’eau principalement dans les océans et en libèrent une
partie sur les continents à des altitudes variables. On parle du cycle de l’eau pour décrire ces
mouvements.
L’énergie hydroélectrique est une énergie électrique obtenue par conversion de l’énergie
hydraulique des différents flux d’eau (fleuve, rivières, chute d’eau, courants marins,…),
l’énergie cinétique du courant d’eau est transformée en énergie hydroélectrique. Elle est aussi
considérée comme une énergie propre, bien qu’elle fasse parfois l’objet de contestations
environnementales, soit en raison de son empire foncier, soit plus récemment sur son bilan
carbone. Les différents éléments essentiels du barrage hydroélectrique sont indiqués dans la
figure ci-après.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
17
Figure 9: Barrage hydroélectrique [20].
b. La biomasse
La biomasse ou « bioénergie » désigne toutes les matières organiques végétales ou les
déchets d’origine animale ou fongicide, à partir desquels il est possible d’extraire de l’énergie.
En général, toutes les matières organiques dérivées de réactions photosynthétiques peuvent être
définies comme de la biomasse. La biomasse utilisable pour la production d’énergie est
constituée de toutes les matières vivantes pouvant être employées directement comme
combustibles ou transformées en combustibles liquides ou gazeux dans les usines de
transformation, pour un usage plus adapté et plus large.
Figure 10: Schéma principe d’une usine biomasse [20].
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
18
c. L’énergie éolienne
L’énergie éolienne est le produit de la conversion de l’énergie cinétique du vent en
d’autres formes d’énergie, principalement en énergie électrique. Les dispositifs adaptés à ce
type de transformation sont appelés aérogénérateurs ou éoliennes. Une éolienne requiert une
vitesse minimale (de conjonction) du vent de 3 à 5 m/s et produit la puissance nominale à une
vitesse du vent de 12 à14 m/s. À des vitesses supérieures, le générateur est bloqué par le
système de freinage pour des raisons de sécurité. Ce blocage peut être réalisé par de véritables
freins qui ralentissent le rotor ou à l’aide de méthodes basées sur le phénomène de décrochage
aérodynamique, « détournant » les pales du vent.
L’énergie éolienne peut être utilisée de plusieurs manières :
Conservation de l’énergie mécanique : le vent est utilisé pour faire avancer un véhicule
(Navire à voile ou char à voile), pour pomper de l’eau ou pour faire tourner la meule d’un
moulin, transformation en force motrice (pompage de liquides, compression de fluides...).
Production d’énergie électrique : l’éolienne est alors couplée à un générateur électrique
pour fabriquer du courant continu ou alternatif. Le générateur est relié à un réseau électrique ou
bien fonctionne au sein d’un système « autonome ». Cette étape est illustrée par la figure qui
suit.
Figure 11 : Centrale éolienne [20].
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
19
d. L’énergie solaire
L’énergie solaire correspond au type d’énergie que le soleil diffuse dans l’atmosphère par
son rayonnement. Elle est obtenue grâce à des panneaux solaires et est utilisée par les humains
sous deux formes différentes :
L’énergie solaire thermique : est utilisée pour produire de la chaleur (exemple : pour
chauffer l’eau d’une maison).
L’énergie solaire photovoltaïque : permet de transformer les rayons du soleil en
électricité.
Le soleil est la principale source des différentes formes d’énergies renouvelables
disponibles sur terre. L’énergie solaire a directement pour origine l’activité du Soleil. Le Soleil
émet un rayonnement électromagnétique dans lequel on trouve notamment les rayons
cosmiques, gamma X, la lumière visible, l’infrarouge, …. Tous ces types de rayonnement
électromagnétique émettent de l’énergie.
L’énergie solaire est capturée par des capteurs (panneaux) installés généralement sur une
surface bien dégagée qui la transforme soit en chaleur (solaire thermique) soit en électricité
(solaire photovoltaïque). La figure suivante décrit une centrale photovoltaïque raccordée au
réseau.
Figure 12 : Centrale photovoltaïque raccordée au réseau [20]
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
20
PARTIE II : TECHNOLOGIE,
METHODOLOGIE ET RESULTATS
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
32
CHAPITRE III : PRODUCTION DE L’ENERGIE
ELECTRIQUE PAR LE SYSTEME
PHOTOVOLTAIQUE
III.1 Notion générale sur les photovoltaïques
III.1.1 Historique des photovoltaïques [16]
Le mot « Photovoltaïque » est la combinaison de deux mots : « photo », mot d’origine
grecque qui signifie lumière ; et « voltaïque », qui vient de « volt » et représente l’unité utilisée
pour mesurer le potentiel électrique.
Le physicien français « Antoine Becquerel » (1788-1878) décrivit le premier effet
photovoltaïque en 1839, et « Albert Einstein » en expliqua les mécanismes en 1912, mais cela
resta une curiosité scientifique de laboratoire jusque dans les années 50. Becquerel découvrit
que certains matériaux délivrent une petite quantité d’électricité quand on les expose à la
lumière. L’effet fut étudié dans les solides tels que le Sélénium par « Heinrich Hertz » dès les
années 1870. Avec de rendement de l’ordre de 1%, le sélénium fut adopté rapidement par les
photographes comme luxmètre.
Des rapides progrès furent obtenus dès les années 1950 par les équipes des bell
laboratories qui fabriquèrent la première cellule au silicium cristallin de rendement 4% à partir
du procédé de tirage czochralski. Ce dernier fut en fait les programmes spatiaux qui donnèrent
à cette technique ses premières applications commerciales. En 1958 le satellite américain
vanguard emportait un petit panneau de cellules solaires pour alimenter sa radio. Elles
fonctionnèrent si bien que les générateurs solaires ont depuis fidèlement accompagnés la
conquête spatiale et ce sont des centaines de milliers de cellules solaires qui nous permettent
aujourd’hui de communiquer par téléphone et par télévision d’un continent à l’autre.
III.1.2 L’effet photovoltaïque [17]
L’effet photovoltaïque utilisé dans les cellules solaires permet de convertir directement
l’énergie lumineuse des rayons solaires en électricité par le biais de la production et du transport
dans un matériau semi-conducteur de charges électriques positives et négatives sous l’effet de
la lumière. Ce matériau comporte deux parties, l’une présente un excès d’électrons et l’autre un
déficit en électrons, dites respectivement dopée de type n et dopée de type p. Lorsque la
première est mise en contact avec la seconde, les électrons en excès dans le matériau n diffusent
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
33
dans le matériau p. La zone initialement dopée n devient chargée positivement, et la zone
initialement dopée p chargée négativement. Il se crée donc entre elles un champ électrique qui
tend à repousser les électrons dans la zone n et les trous vers la zone p. Une jonction (dite pn)
a été formée. En ajoutant des contacts métalliques sur les zones n et p, une diode est obtenue.
Lorsque la jonction est éclairée, les photons d’énergie égale ou supérieure à la largeur de la
bande interdite communiquent leur énergies aux atomes, chacun fait passer un électron de la
bande de valence dans la bande de conduction et laisse aussi un trou capable de se mouvoir,
engendrant ainsi une paire électron-trou. Si une charge est placée aux bornes de la cellule, les
électrons de la zone n rejoignent les trous de la zone p via la connexion extérieure, donnant
naissance à une différence de potentiel : le courant électrique circule.
Figure 13 : Fonctionnement d’une cellule photovoltaïque [8].
Pour obtenir une puissance suffisante, les cellules sont reliées entre elles et constituent un
module appelé aussi « panneau solaire », en fonction de la puissance désirée les panneaux eux-
mêmes peuvent être associés pour constituer un champ solaire photovoltaïque. La figure
suivante montre le principe du champ photovoltaïque.
Figure 14 : Principe du champ photovoltaïque [17].
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
34
III.1.3 Groupement des modules
a. Montage des modules en série
Dans un groupement en série, les cellules sont traversées par le même courant et la
caractéristique résultante du groupement en série est obtenue par l’addition des tensions à
courant donné. La figure 16 montre la caractéristique résultante (𝐼𝑠,𝑉𝑠) obtenue par l’association
en série (indice s) de ns cellules identiques (𝐼𝑐𝑐,𝑉𝑐𝑜).
Avec :
𝐼𝑠𝑐𝑐=𝐼𝑐𝑐 : le courant de court-circuit.
𝑉𝑠𝑐𝑜 =𝑛𝑠 𝑉𝑐𝑜: la tension de circuit ouvert.
Figure 15 : Association des modules en série [1].
Figure 16 : Caractéristique résultante d’un groupement en série de ns cellules identiques [1].
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
35
b. Montage des modules en parallèle
Dans un groupement de cellules connectées en parallèle, les cellules étant soumises à la
même tension, les intensités s’additionnent. La caractéristique résultante est obtenue par
addition de courants à tension donnée. La figure 18 montre la caractéristique résultante
(𝐼𝑝𝑐𝑐,𝑉𝑝𝑐𝑜) obtenue en associant en parallèle (indice p) np cellules identiques (𝐼𝑐𝑐,𝑉𝑐𝑜).
Avec :
𝐼𝑝𝑐𝑐= 𝑛𝑝 𝐼𝑐𝑐 : le courant de court-circuit.
𝑉𝑝𝑐𝑜 = 𝑉𝑐𝑜: la tension de circuit ouvert.
Figure 17 : Association des modules en parallèle [1].
Figure 18 : Caractéristique résultante d’un groupement en parallèle de np cellules identiques
[1].
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
36
c. Montage des modules en série parallèle
Le générateur photovoltaïque est constitué d’un réseau série-parallèle de nombreux
modules photovoltaïques regroupés par panneaux photovoltaïques. La caractéristique électrique
globale courant/tension du générateur photovoltaïque se déduit donc théoriquement de la
combinaison des caractéristiques des cellules élémentaires supposées identiques qui le
composent par deux affinités de rapport ns parallèlement à l’axe des tensions et de rapport np
parallèlement à l’axe des courants, ainsi que l’illustre dans la figure 19, ns et np étant
respectivement les nombres totaux de cellules en série et en parallèle.
𝐼𝑔𝑐𝑐=𝑛𝑝 𝐼𝑐𝑐 : courant de court-circuit du module résultant.
𝑉𝑔𝑐𝑜 = 𝑛𝑠 𝑉𝑐𝑜: tension du circuit ouvert du module résultant.
Figure 19 : Association mixte des modules [1].
Figure 20 : Caractéristique résultante d’un groupement en série parallèle de ns cellules
Identiques [1].
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
37
L’éclairement est la puissance reçue par unité de surface exprimé en 𝑊/𝑚2. Le courant
produit par le (𝐼𝑃𝑉) est pratiquement proportionnel à l’éclairement solaire (G).La tension de
circuit ouvert ne diminue légèrement avec l’éclairement. Ceci implique donc que :
la puissance optimale de la cellule photovoltaïque est pratiquement proportionnelle à
l’éclairement ;
les points de puissance maximale se situent à peu près à la même tension (voir les figures
suivantes).
Figure 21 : Influence de l’éclairement sur la caractéristique (IPV,VP) à température
constante [1].
Figure 22 : Influence de l’éclairement sur la caractéristique (PV, VP) à température
constante [1].
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
38
L’influence de la température est non négligeable sur la caractéristique courant/tension
d’un semi-conducteur (voir les figures 23 et 24).
Pour une température qui change, on peut voir que la variation de la tension change
beaucoup plus que le courant. Ce dernier varie légèrement.
Figure 23 : Influence de température sur la caractéristique (IPV, VP) à un ensoleillement
constant [1].
Figure 24 : Influence de température sur la caractéristique (PV, VP) à un ensoleillement
constant [1].
Mémoire de fin d’étude de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
39
III.2 Différents types de générateurs photovoltaïques [7], [23]
Il existe différents types de générateurs photovoltaïques, ils sont généralement fabriqués soit à partir de silicium soit à partir de composite,
ils sont énumérés dans le tableau qui suit :
Matériau
Rendement
Longévité Caractéristiques Principales
utilisation
Cellule et module
Silicium
monocristallin
12 à 18%
(24.7% en
laboratoire)
20 à 30 ans
Très performante stabilité de
production de puissance
Méthode de production
couteuse et laborieuse.
Aerospatiale,
modules pour
toits, façades, …
Silicium
polycristallin
11 à 16%
(19.8% en
laboratoire)
20 à 30 ans
Adapté à la production à
grande échelle. Stabilité de
production de puissance.
Plus de 50% du marché
mondial.
Modules pour
toits, façades,
générateurs, …
Mémoire de fin d’étude de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
40
Silicium
amorphe
5 à 8%
(13% en
laboratoire)
20 à 30 ans
Capable de fonctionner sous
la lumière fluorescente.
Fonctionnement à faible
luminosité.
Fonctionnement par temps
couvert.
Fonctionnement avec
ombrage partiel.
Variation de la puissance de
sortie dans le temps. En
début de vie, la puissance
délivrée est de 15 à 20%
supérieure à la valeur
nominale et se stabilise
après quelque mois.
Appareils
électroniques
(montres,
calculatrices),
intégration dans
le bâtiment
Composite
mono cristallin
(GaAs)
18 à 20%
(27.5% en
laboratoire)
20 à 30 ans
Lourd, fissure facile
Systèmes de
concentrateurs
Aérospatiales
(satellites)
Composite
polycristallin
(Cds, CdTe,
CulnGaS2, etc.)
8%
(16% en
laboratoire)
20 à 30 ans
Peu d’exigence en matière
de matériaux mais avec
risque de présence de
substances polluantes
Appareils
électroniques
(montres,
calculatrices, …),
intégration dans
le bâtiment
Tableau 5: Types de générateurs photovoltaïques.
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
41
III.3 Caractéristique technique d’une installation d’une centrale photovoltaïque
III.3.1 Description de l’installation photovoltaïque [9]
Une installation photovoltaïque est constituée de plusieurs éléments : le système
photovoltaïque, les câbles de raccordement, les locaux techniques, la clôture et les accès.
Figure 25 : Schéma de principe d’une installation-type photovoltaïque [9].
a. Le système photovoltaïque :
Le système photovoltaïque comprend de plusieurs alignements de panneaux. Chaque
panneau contient plusieurs modules eux-mêmes composés de cellules photovoltaïques. Si
nécessaire, des fondations reçoivent les supports sur lesquels sont fixés les modules.
b. Les câbles de raccordement :
Tous les câbles issus d’un groupe de panneaux rejoignent une boîte de jonction d’où
repart le courant continu, dans un seul câble, vers le local technique.
Les câbles issus des boîtes de jonction sont posés côte à côte sur une couche de 10 cm de
sable au fond d’une tranchée dédiée, d’une profondeur de 70 à 90 cm. Les câbles haute tension
en courant alternatif sont également enterrés et transportent le courant du local technique
jusqu’au réseau distribution d’électricité du JIRAMA.
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
42
c. Les locaux techniques :
Les locaux techniques abritent :
- les onduleurs qui transforment le courant continu en courant alternatif ;
- les transformateurs qui élèvent la tension électrique pour que celle-ci atteigne les
niveaux d’injection dans le réseau ;
- les compteurs qui mesurent l’électricité envoyée sur le réseau extérieur ;
- les différentes installations de protection électrique.
d. Le poste de livraison :
L’électricité produite est injectée dans le réseau au niveau du poste de livraison qui peut
se trouver dans le local technique ou dans un local spécifique.
e. La sécurisation du site :
La clôture des installations photovoltaïques est exigée par les compagnies d’assurance
pour la protection des installations et des personnes. La sécurisation du site peut être renforcée
par des caméras de surveillance, un système d’alarme, un gardiennage permanent ou encore un
éclairage nocturne à détection de mouvement.
f. Les voies d’accès et zones de stockage :
Des voies d’accès sont nécessaires pendant la construction, l’exploitation et le
démantèlement. Une aire de stationnement et de manœuvre est généralement aménagée à
proximité. Pendant les travaux, un espace doit être prévu pour le stockage du matériel
(éventuellement dans un local) et le stockage des déchets de chantier. Durant l’exploitation, il
doit être rendu possible de circuler entre les panneaux pour l’entretien (nettoyage des modules,
maintenance) ou des interventions techniques (pannes).
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
43
III.3.2 Les différentes phases de construction d’une installation photovoltaïque au
sol [9]
La construction d’une installation photovoltaïque au sol se réalise généralement selon les
phases suivantes :
- aménagement éventuel des accès (lorsque les pistes sont inexistantes ou de gabarit
insuffisant) ;
- préparation éventuelle du terrain (nivellement et terrassement) ;
- réalisation de tranchées pour l’enfouissement des câbles d’alimentation ;
- pose des fondations des modules. Selon la qualité géotechnique des terrains, des
structures légères (pieux en acier battus dans le sol) ou des fondations plus lourdes
(semelles en béton par exemple) seront mises en place ;
- montage des supports des modules ;
- pose des modules photovoltaïques sur les supports ;
- installation des équipements électriques (onduleurs et transformateurs, poste de
livraison), puis des raccordements ;
- travaux de sécurisation (clôture, surveillance) ;
- essais de fonctionnement.
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
44
CHAPITRE IV : TECHNOLOGIE ET
METHODOLOGIE
IV.1 Description des logiciels utilisés
Comme technologie, nous avons utilisé le logiciel RETScreen pour l’analyse financière
du projet, des bases de données météorologiques et le logiciel PVsyst pour la vérification des
calculs et dimensionnement de la centrale photovoltaïque.
IV.1.1 Logiciel RETScreen
a. Description du logiciel RETScreen [12]
RETScreen est un système logiciel de gestion d’énergie propre pour l’analyse de
faisabilité de projets d’efficacité énergétique, d’énergies renouvelables et de cogénération ainsi
que pour l’analyse de performance énergétique en continu (coût, réduction des émissions,
viabilité financière, risque de différentes technologies d’énergies renouvelables). C’est un outil
logiciel très puissant et plus pratique pour la gestion et l’analyse de projet. Cet outil était
développé en collaboration avec de nombreux experts de l’industrie, du gouvernement et du
milieu académique. Il est offert gratuitement et on peut l’utiliser partout à travers le monde.
b. Modèle pour projet d’installation photovoltaïque [24]
Le modèle RETScreen International pour projet d’installation photovoltaïque peut être
utilisée partout à travers le monde pour évaluer facilement la production énergétique, le coût du
cycle de vie et la réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES) pour trois applications
de base : en réseau, hors réseau et le pompage de l’eau. Pour les applications en réseau, le
modèle peut être utilisé pour évaluer les projets raccordés à un réseau isolé ou à un réseau
central d’électricité.
Pour les applications hors réseau, le modèle peut être utilisé pour évaluer les systèmes
autonomes (PV - batteries) et hybrides (PV- batteries - groupe électrogène). Pour les
applications de pompage de l’eau, le modèle peut être utilisé pour évaluer des projets PV-
système de pompage. Le modèle RETScreen pour projet d’installation photovoltaïque contient
six feuilles de calcul : modèle énergétique, évaluation de la ressource solaire et calcul de la
charge (ressource solaire et charge), analyse des coûts, analyse de réduction d’émissions de gaz
à effet de serre (analyse des GES), sommaire financier et analyse de sensibilité et de risque
(sensibilité). Les feuilles de calcul sont remplies dans l’ordre suivant : modèle énergétique,
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45
ressource solaire et charge, analyse des coûts et sommaire financier. Les feuilles de calcul
analyse des GES et sensibilité sont des analyses optionnelles. La feuille de calcul analyse des
GES est fournie pour aider l’utilisateur à évaluer l’atténuation potentielle de gaz à effet de serre
engendrée par le projet proposé. La feuille de calcul Sensibilité est fournie pour aider
l’utilisateur à évaluer la sensibilité de certains indicateurs financiers aux paramètres technique
et financier importants du projet.
Etapes Nom de la feuille de calcul Rôles
1 Modèle énergétique - Entrer des paramètres du lieu
- Choisir le type de système utilisé
2 Analyse des coûts Entrer les divers coûts d’investissements
3
Analyse des réductions
d’émission de gaz à effet de
serre (GES)
(facultative)
Evaluer les réductions d’émission de gaz à
effet de serre (GES) découlant de l’utilisation
de la technologie
4 Sommaire financier Spécifier les paramètres financiers
5
Analyse de sensibilité et de
risque (facultative)
Evaluer l’incertitude dans l’estimation des
divers paramètres clés peut affecter la
viabilité financière du projet
Tableau 6 : Etapes d’analyse du projet sur RETscreen.
c. Données-satellites mondiales de la NASA [24]
Un lien pour le site Web « NASA Surface meteorology and Solar Energy Data Set » est
disponible à partir de la boîte de dialogue de la base de données météorologique en ligne
RETScreen. On retrouve sur ce site des données météorologiques et des données sur l’énergie
solaire. L’utilisateur peut sélectionner les données requises pour le modèle en cliquant sur une
région de la carte du monde affichée sur le site Web de la NASA. La zone sélectionnée est
rétrécie à une « cellule » bornée par une latitude et une longitude spécifique. L’utilisateur peut
ainsi simplement copier et coller ces données dans les feuilles de calcul de RETScreen ou
encore entrer manuellement ces valeurs.
La NASA et le CTEC-Varennes travaillent en coopération pour faciliter l’exploitation
des données satellitaires mondiales de la NASA avec RETScreen et développer une nouvelle
base de données météorologique globale (voir Surface Meteorology and Solar Energy Data Set
pour utiliser l’outil) pour RETScreen. Ces travaux, qui sont parrainés dans le cadre du « Earth
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
46
Science Enterprise Program » de la NASA, sont menés au Langley Research Center de la NASA
et au CTEC-Varennes. Cette collaboration permet aux utilisateurs de RETScreen d’accéder
(gratuitement) à des données-satellites comme le niveau d’ensoleillement de la surface terrestre,
les températures mondiales et la vitesse du vent, simplement en cliquant sur les liens incorporés
au logiciel RETScreen ou au site Web de la NASA. Ces données, qui n’étaient disponibles que
depuis un nombre limité de station météorologique de surveillance au sol, sont cruciales pour
l’évaluation du potentiel énergétique d’un projet. L’utilisation des données satellitaires se
traduira par des réductions de coûts considérables pour les utilisateurs, de nouveaux débouchés
pour l’industrie et la possibilité pour le gouvernement et l’industrie d’évaluer le potentiel des
ressources énergétiques régionales.
IV.1.2 Logiciel PVsyst 6.39 [26]
a. Description du logiciel PVsyst 6.39
Le logiciel PVSyst 6.39 est un logiciel de simulation, de pré-dimensionnement et de
dimensionnement des projets d’installation solaire photovoltaïque autonome ou relié au réseau
ou d’un système de pompage. Ce logiciel comporte des outils et des bases de données qui
facilitent son utilisation car il dispose de plusieurs entrées : entrée flux solaires moyens
mensuels, températures moyennes mensuels, besoins énergétiques, choix de modules PV et de
leur inclinaison, onduleurs, le taux de couverture solaire et du coût d’investissement (achat
matériel, coût d’installation du système). Les principaux résultats de la simulation sont : la
puissance du champ requis, la capacité de stockage, les caractéristiques des composants sous
des conditions précises et le coût de revient du kilowattheure (kWh).
b. Les sections essentielles du logiciel PVsyst 6.39
Le logiciel PVsyst 6.39 est reparti en 4 sections bien distinctes qui sont : le pré-
dimensionnement, la conception de projet, la base de données et les outils.
Pré-dimensionnement
Cette section nous aide à faire l’estimation rapide de la production pour une première
étude de nos installations.
Conception de projet
Elle nous aide à faire une étude détaillée. C’est dans cette section que se trouve le
dimensionnement du système PV, la simulation horaire et les résultats dans un rapport complet
imprimable.
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47
La figure qui suit montre le mode de présentation des différentes sections du logiciel
PVsyst 6.39.
Figure 26 : Interface des différentes options sur le logiciel PVsyst [26].
Base de données
Dans cette section, les données sont classées en 2 catégories bien distinctes dont la gestion
des données météorologiques et la base de données des composants. La figure ci-après montre
le mode de représentation des bases de données.
Figure 27 : Interface des bases de données du logiciel PVsyst [26].
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48
Outil
Cette section est composée par divers outils pédagogiques et de comparaison de la
simulation avec des données mesurées. Son interface est représentée par la figure qui suit.
Figure 28 : Interface des outils du logiciel PVsyst [26].
IV.2 Expression des paramètres du rayonnement solaire [6]
IV.2.1 Notion de temps
Le Temps Solaire Vrai (TSV) en un lieu est la mesure horaire de l’angle formé par le
plan de la direction du Soleil et du pôle céleste avec celui du méridien du lieu. C’est le temps
indiqué par les cadrans solaires. Le jour correspondant est le jour solaire vrai. Mais au cours de
l’année, la durée de ce jour n’est pas constante, elle varie entre 24h 00mn 30s et 23h 59mn 39s.
Le Temps Solaire Moyen (TSM) est le temps solaire vrai corrigé de ses inégalités. Ce
temps correspond à la durée du jour égale à 24h.
Par définition, l’Equation du Temps (ET) est l’écart entre le temps solaire vrai et le
temps solaire moyen. Son expression est donnée par la formule suivante :
𝑬𝑻 = −𝟗, 𝟖𝟕 𝒔𝒊𝒏(𝟐𝑩) + 𝟕, 𝟓𝟑 𝒄𝒐𝒔𝑩 + 𝟏, 𝟓 𝒔𝒊𝒏𝑩 (IV - 1)
B : l’angle du jour en [°]
𝑩 =𝟐𝝅 ∗ (𝑱 − 𝟖𝟏)
𝟑𝟔𝟓 (𝑰𝑽 − 𝟐)
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49
Le Temps Légal (TL) est le temps utilisé sur tout le territoire d’un pays considéré (heure
indiquée par les montres).
La formule (IV – 3) donne la relation entre TSM et TSV.
𝑻𝑺𝑽 = 𝑻𝑺𝑴 – 𝑵𝑭 +𝑳𝑶
𝟏𝟓+
𝑬𝑻
𝟔𝟎 (𝑰𝑽 − 𝟑)
TSM : le Temps Solaire Moyen ou l’heure indiquée par la montre sur le lieu
NF : le numéro de fuseau horaire du lieu (NF = 3 pour Madagascar)
𝑳𝑶 : la longitude du lieu en [°]
ET : l’équation du Temps en [heure]
IV.2.2 La latitude et la longitude d’un lieu :
La latitude (𝑳) d’un lieu (point local) est l’angle formé par le plan équatorial et la
direction « centre de la Terre - point local ». Elle est exprimée en degré et varie entre 0° et 90°
à partir de l’équateur vers les pôles. Cet angle est positif pour l’hémisphère Nord et négatif pour
l’hémisphère Sud.
La longitude (𝑳𝑶) d’un lieu est l’angle formé par le méridien de référence (méridien de
Greenwich) et le méridien du point local. A partir de ce méridien d’origine, elle varie entre
0° et 180°. Cet angle est positif vers l’Ouest et négatif vers l’Est.
Figure 29 : Latitude et longitude d’un point local [6].
IV.2.3 Position du soleil :
En réalité, c’est la Terre qui tourne autour du Soleil mais un observateur terrestre a
l’impression de voir le Soleil qui tourne autour de la Terre. Le mouvement du Soleil est alors
un mouvement apparent.
La position du Soleil dans le ciel peut se repérer soit par les coordonnées horaires, soit
par les coordonnées azimutales.
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50
a. Les coordonnées horaires :
La déclinaison (𝛿) du Soleil est l’angle entre la direction Terre – Soleil et le plan
équatorial céleste. Cet angle varie de - 23°27’ au solstice d’hiver (21 juin) à +23°27’ au solstice
d’été (21 décembre) et nul aux équinoxes.
L’angle horaire (ω) du Soleil est l’angle le long de l’équateur céleste entre le plan du
méridien du lieu (plan passant par la direction Sud) et celui contenant la direction du pôle céleste
et celle du Soleil. Cet angle est compté en heure dans le sens rétrograde vers l’Ouest.
Les valeurs de la déclinaison et de l’angle horaire peuvent se calculer par les relations :
𝜹 = 𝒂𝒓𝒄𝒔𝒊𝒏[𝟎, 𝟒 𝒔𝒊𝒏(𝟎, 𝟗𝟖𝟓 𝒋 − 𝟖𝟏)] (𝐈𝐕 − 𝟒)
𝜹 : en [°]
j : numéro d’ordre du jour dans l’année
𝝎 =𝑻𝑺𝑽 − 𝟏𝟐
𝟏𝟓 (𝐈𝐕 − 𝟓)
𝝎 : l’angle horaire du soleil en [°]
TSV : temps solaire vrai en [heure]
Figure 30 : Angle horaire et déclinaison du Soleil [6].
b. Les coordonnées azimutales :
Les coordonnées azimutales du Soleil sont :
La hauteur du Soleil (h) : angle formé par le plan horizontal du lieu considéré et la
direction « point local - Soleil ».
L’azimut du Soleil (a) : l’angle horizontal formé par le plan méridien (axe Nord - Sud)
et le plan vertical de la direction « point local - Soleil ». Le signe de l’azimut est le même que
celui de l’angle horaire.
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51
La hauteur et l’azimut du soleil ont pour expressions :
𝒉 = 𝑨𝒓𝒄𝐬𝐢 𝐧(𝒔𝒊𝒏(𝑳) 𝒔𝒊𝒏(𝜹) + 𝒄𝒐 𝒔(𝑳) 𝒄𝒐 𝒔(𝜹) 𝒄𝒐 𝒔(𝝎)) (𝐈𝐕 − 𝟔)
𝒉 : en [°]
𝑳 : latitude du lieu
𝒂 = 𝑨𝒓𝒄𝒔𝒊 𝒏 ((𝒄𝒐 𝒔(𝜹)𝒔𝒊 𝒏(𝝎))
𝒄𝒐 𝒔(𝒉)) (IV - 7)
𝒂 : en [°]
𝜹 : déclinaison du soleil
𝝎 : angle horaire
h : hauteur du soleil
Figure 31 : Azimut et hauteur du Soleil [6].
IV.2.4 Heures du lever et du coucher du Soleil :
L’heure solaire vraie du lever du Soleil est obtenue par la relation :
𝑻𝑺𝑽 𝒍𝒆𝒗𝒆𝒓 = 𝟏𝟐 −𝑨𝒓𝒄𝒄𝒐𝒔(−𝐭𝐚 𝐧(𝑳) 𝐭𝐚 𝐧(𝜹))
𝟏𝟓 (𝑰𝑽 − 𝟖)
𝑻𝑺𝑽 𝒍𝒆𝒗𝒆𝒓 : en [heure]
𝜹 : déclinaison du Soleil
On peut déterminer l’heure solaire vraie du coucher du Soleil par la formule :
𝑻𝑺𝑽 𝒄𝒐𝒖𝒄𝒉𝒆𝒓 = 𝟏𝟐 +𝑨𝒓𝒄𝒄𝒐𝒔(−𝐭𝐚𝐧 (𝑳)𝐭𝐚𝐧 (𝜹))
𝟏𝟓 (𝐈𝐕 − 𝟗)
𝑻𝑺𝑽 𝒄𝒐𝒖𝒄𝒉𝒆𝒓 : en [heure]
𝜹 : déclinaison du Soleil
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52
IV.2.5 Durée d’ensoleillement
La durée d’ensoleillement est la différence entre le temps du coucher 𝑻𝑺𝑽 𝒄𝒐𝒖𝒄𝒉𝒆𝒓 et le
temps du lever 𝑻𝑺𝑽 𝒍𝒆𝒗𝒆𝒓 du soleil et peut s’exprimer par la relation :
𝒅 =𝟐
𝟏𝟓𝑨𝒓𝒄𝒄𝒐𝒔(−𝒕𝒂 𝒏(𝑳) 𝒕𝒂 𝒏(𝜹)) (𝐈𝐕 − 𝟏𝟎)
𝒅 : en [heure]
𝑳 : latitude du lieu
𝜹 : déclinaison du Soleil
IV.3 Modèle de détermination du rayonnement solaire [13]
Dans ce paragraphe, nous allons voir une méthode d’estimation des irradiations
journalières sur un plan d’inclinaison et d’orientation quelconque, au temps quelconque. C’est
le modèle de PERRIN DE BRICHAMBAUT qui est basé sur le facteur de trouble de LINKE.
IV.3.1 Evaluation des rayonnements solaires
a. Rayonnement solaire direct I
Le rayonnement solaire direct I traversant l’atmosphère sans subir de modification
s’obtient par la formule suivante :
𝑰 = 𝑬𝑺. 𝒆𝒙𝒑(−𝒎𝑻𝑳. 𝑬𝒓) (𝑰𝑽 − 𝟏𝟏)
I : en [𝒘/𝒎𝟐]
m : la masse d’air optique relative en [Kg]
𝑻𝑳 : facteur de trouble de Linke
𝑬𝒓 : épaisseur optique de Rayleigh
𝑬𝒓 =𝟏
𝟎. 𝟗𝒎 + 𝟗. 𝟒 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟐)
𝑬𝒔 est le rayonnement solaire reçu par une surface perpendiculaire aux rayons solaires placés à
la limite supérieure de l’atmosphère terrestre. Ce rayonnement se détermine par la relation :
𝑬𝒔 = 𝑬𝒐 [𝟏 + 𝟎. 𝟎𝟑𝟑𝟒 𝒄𝒐𝒔 (𝟑𝟔𝟎(𝒋 − 𝟐. 𝟕𝟐𝟎𝟔)
𝟑𝟔𝟓. 𝟐𝟓)] (𝑰𝑽 − 𝟏𝟑)
𝑬𝒔 : en [𝒘/𝒎𝟐]
𝑬𝒐 : la constante solaire (valeur moyenne de 𝑬𝒐, égale à 1367 [W/m2]).
𝒋 : le numéro d’ordre du jour dans l’année ou quantième (exemple : 1 pour le 1er janvier).
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53
Masse d’air relative m :
La grandeur 𝒎 appelée « masse d’air optique relative » a pour expression :
𝒎 =𝑷𝒂𝒕𝒎
[𝟏𝟎𝟏𝟑𝟐𝟓 𝒔𝒊𝒏(𝒉) + 𝟏𝟓𝟏𝟗𝟖. 𝟕𝟓(𝟑. 𝟖𝟖𝟓 + 𝒉)−𝟏.𝟐𝟓𝟑] (𝑰𝑽 − 𝟏𝟒)
Avec
𝑷𝒂𝒕𝒎 = 𝟏𝟎𝟏𝟑𝟐𝟓(𝟏 − 𝟐. 𝟐𝟔 ∗ 𝟏𝟎−𝟓𝒛)𝟓.𝟐𝟔 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟓)
𝑷𝒂𝒕𝒎 : la pression atmosphérique en [Pa]
𝒛 : altitude du lieu en [m]
𝒉 : hauteur du soleil en [°]
Facteur de trouble de Linke 𝑻𝑳 :
Avec ce facteur introduit par Linke, on peut faire la comparaison de l’atmosphère réelle
et l’atmosphère idéale où n’existe que la Diffusion de Rayleigh par l’oxygène et l’azote et
l’absorption par l’ozone. Souvent, la transmittance due à la Diffusion Rayleigh est égale à 75
% tandis que celle due à l’ozone est égale à 95 %. D’où dans certains textes décrivant le facteur
de Linke, l’effet de l’ozone est négligeable et l’atmosphère idéale correspond avec une
atmosphère de Rayleigh.
Par définition, le facteur de Linke est le nombre d’atmosphère idéale superposée qui
entraine la même atténuation que l’atmosphère réelle.
𝑻𝑳 = 𝟐. 𝟒 + 𝟏𝟒. 𝟔𝒃 + 𝟎. 𝟒(𝟏 + 𝟐𝒃)𝒍 𝒏(𝑷𝒗) (𝑰𝑽 − 𝟏𝟔)
b : le coefficient de trouble atmosphérique
b = 0,02 pour un lieu en montagne
b = 0,05 pour un lieu rural
b = 0,10 pour un lieu urbain
b = 0,20 pour un lieu industriel
𝑷𝒗: la pression de vapeur en [mmHg]
𝑷𝒗 = 𝑯𝑹 ∗ 𝑷𝒗𝒔 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟕)
HR : le taux moyen d’humidité relative en [%] (= 50% ou 0,5)
𝑷𝒗𝒔: la pression de la vapeur saturante en [mmHg]
𝑷𝒗𝒔 = 𝟐. 𝟏𝟔𝟓(𝟏. 𝟎𝟗𝟖 +𝑻
𝟏𝟎𝟎)𝟖.𝟎𝟐 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟖)
T : la température de l’air en [°C]
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54
b. Rayonnement solaire direct sur une surface inclinée S :
Puisque tout capteur de l’énergie solaire n’est pas forcement placé dans une position
horizontale, on a aussi besoin de connaitre l’énergie incident sur plan incliné. Ce plan incliné
est caractérisé par le couple d’angles (𝒊, 𝒐) par rapport à l’horizontal.
𝒐 s’appelle angle d’orientation et c’est l’angle que fait dans le plan horizontal, de la
projection de la normale du plan incliné avec le méridien du lieu.
𝒐 prend les valeurs :
0 pour une orientation vers le Sud
90 pour une orientation vers l’Est
180 pour une orientation vers le Nord
-90 pour une orientation vers l’Ouest
𝒊 s’appelle angle d’inclinaison et c’est l’angle entre la normale au plan et la verticale du
lieu.
Un capteur plan d’orientation et d’inclinaison quelconque, placé au sol ne reçoit qu’une
partie du rayonnement I.
𝑺 = 𝒏 ∗ 𝑰 ∗ 𝑪 (𝑰𝑽 − 𝟏𝟗)
𝑺 : en [𝒘/𝒎𝟐]
𝑪: coefficient d’incidence, c’est l’angle formé par le rayonnement solaire I avec la
perpendiculaire au plan du capteur tel que :
𝑪 = 𝒔𝒊𝒏(𝒊)𝒄𝒐𝒔(𝒉 )𝒄𝒐𝒔(𝒐 − 𝒂) + 𝒄𝒐𝒔(𝒊)𝒔𝒊𝒏(𝒉) (𝑰𝑽 − 𝟐𝟎)
Où i et 𝑜 sont respectivement l’angle d’inclinaison du capteur et l’angle d’orientation du
capteur.
c. Rayonnement solaire diffus D
Le rayonnement diffus est la part du rayonnement solaire diffusée par les particules
solides ou liquides en suspension dans l’atmosphère. Il n’a pas de direction privilégiée.
𝑫 = 𝟏𝟐𝟓(𝒔𝒊𝒏(𝒉))𝟎.𝟒
(𝟏 +𝒄𝒐𝒔(𝒊)
𝟐) + 𝟐𝟏𝟏. 𝟖𝟔(𝒔𝒊𝒏(𝒉))
𝟏.𝟐𝟐(𝟏 −
𝒄𝒐𝒔(𝒊)
𝟐) (𝑰𝑽 − 𝟐𝟏)
𝑫 : en [𝒘/𝒎𝟐]
𝒉 : hauteur du Soleil
𝒊 : inclinaison du capteur solaire
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55
d. Rayonnement solaire Global G
Le rayonnement total reçu par le capteur plan placé au sol est la somme des
rayonnements S et D. Ce rayonnement est appelé rayonnement global G tel que :
𝑮 = 𝑺 + 𝑫 (𝑰𝑽 − 𝟐𝟐)
𝑮 : en [𝒘/𝒎𝟐]
IV.3.2 Energie solaire globale journalière
L’énergie solaire globale journalière est l’air limité par l’axe des heures et la courbe
représentative du rayonnement solaire global en fonction de l’heure.
Elle est exprimée par la relation :
𝑬 =𝟐 ∗ 𝑮 ∗ 𝒅
𝝅 (𝑰𝑽 − 𝟐𝟑)
E : en [𝑾𝒉/𝒎𝟐𝒋]
𝒏 : le coefficient de nébulosité
𝒏 = 𝟏. 𝟐 − 𝒂𝒃𝒔(𝜹) (𝑰𝑽 − 𝟐𝟒)
𝒅 : la durée d’ensoleillement en [heure]
IV.4 Méthode de dimensionnement d’une installation photovoltaïque [15]
Le dimensionnement d’une installation a pour objectif de fixer les modalités de
construction, en fonction de critères techniques, économiques et d’efficacité énergétique. Il
comporte pour un système en réseau avec stockage le dimensionnement du champ
photovoltaïque, la détermination de la capacité réelle du parc batterie, le dimensionnement de
l’onduleur et le dimensionnement des câbles. La figure suivante montre la généralité d’un
système photovoltaïque raccordé au réseau et muni d’un système de stockage.
Figure 32 : Schéma fonctionnel d’un système photovoltaïque raccordé au réseau muni d’un
système de stockage [15].
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56
IV.4.1 Champ photovoltaïque
a. La puissance crête :
C’est la puissance maximale qu’un module peut créer sous les conditions normales du
test (Standard Test Condition STC). C’est une puissance de 1000 [𝑊/𝑚2] à la température de
jonction 25°C et un spectre solaire AM 1.5 G.
La puissance crête est obtenue à partir de la consommation journalière, de l’ensoleillement du
lieu.
𝑷𝑪 =𝑬𝑪𝑱
𝑲𝒑 ∗ 𝑬𝒊 𝑬𝒄𝒋 = 𝑷𝒄 × 𝒌𝒑 × 𝑬𝒊 (𝑰𝑽 − 𝟐𝟓)
𝑬𝒊 : ensoleillement du lieu en [𝒌𝑾𝒉/𝒎𝟐𝒋]
𝑬𝑪𝑱 : consommation énergétique journalière en [𝑾𝒉/𝒋]
𝑲𝒑 : coefficient qui tient compte des pertes 𝑲𝒑= 0.50 à 0.70
b. Positionnement et l’inclinaison du panneau photovoltaïque
Positionnement
Le choix du positionnement des panneaux photovoltaïques se fait en comparant le
rendement de la production et le prix de l’exploitation des différents systèmes de
positionnement tel que le système de positionnement fixe et le système de positionnement avec
suivi du soleil qui est soit azimutal soit uniaxial ou biaxial.
- La structure fixe
Un générateur photovoltaïque construit sur le terrain est, dans la mesure du possible,
composé d’éléments pré-montés qui sont assemblés sur place. Les modules sont fixés par
groupes de 4 à 8 sur des cadres ou des profilés qui sont ensuite posés sur les structures qui
assurent la fixation et la bonne orientation des modules. Les structures doivent supporter la
charge statique du poids des modules et résister aux forces du vent qui peuvent être
considérables en fonction de la disposition et de la grandeur des surfaces inclinées souvent très
exposées.
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57
Figure 33 : Centrale solaire posée au sol [22].
- La structure avec un système de suiveur solaire
On peut utiliser un suiveur solaire pour pouvoir suivre le soleil tout au long de la journée.
En suivant continuellement la position du soleil, ce système permet d’assurer une production
électrique maximale.
Figure 34 : Utilisation des suiveurs solaires [25].
Orientation et de l’inclinaison
L’orientation du module est la direction vers laquelle il est situé. Elle doit être en plein
Sud pour les sites de l’hémisphère Nord et en plein Nord pour les sites de l’hémisphère Sud.
L’angle égal à la latitude du site : c’est l’inclinaison qui optimise le rayonnement annuel
frappant le plan des panneaux photovoltaïques. C’est typiquement l’inclinaison adoptée pour
les systèmes utilisés toute l’année.
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58
L’inclinaison i varie en fonction de la latitude du site considéré ; mais en pratique, on
pourra retenir les valeurs données dans le tableau ci-dessous.
Latitude 𝑳 Inclinaison i
𝐿 <10°
10°< 𝐿<30°
30°< 𝐿<40°
𝐿 >40°
𝑖 = 10°
𝑖= 𝐿
𝑖 = 𝐿 + 10°
𝑖 = 𝐿 + 15°
Tableau 7 : Degré d’inclinaison du panneau photovoltaïque en fonction de la latitude.
c. La température moyenne d’opération des cellules (Tc)
𝑻𝒄 = 𝑻𝒂 +𝑬𝒊
𝟕. 𝟏
𝑵𝑶𝑪𝑻 − 𝟐𝟎
𝟖𝟎𝟎 (𝑰𝑽 − 𝟐𝟔)
𝑻𝒂 : température ambiante du lieu en [°𝑪]
𝑵𝑶𝑪𝑻 : température nominale d’opération des modules en [°𝑪]
d. Le rendement moyen de module (𝜼𝒎)
𝜼𝒎 = 𝜼𝟎 [𝟏 −𝜸(𝑻𝒄 − 𝟐𝟓
𝟏𝟎𝟎] (𝑰𝑽 − 𝟐𝟕)
𝜼𝟎 : rendement des modules sous STC « Standard Test Conditions »
𝜸 : variation du rendement des modules [%/°𝑪]
e. Nombre de modules branchés en série [21]
Nombre minimal des modules en série Nms.min
𝑵𝒎𝒔.𝒎𝒊𝒏 =𝑼𝒆𝒄.𝒎𝒊𝒏
𝑼𝒎𝒑𝒑 × 𝟎. 𝟖𝟓 (𝐈𝑽 − 𝟐𝟖)
Nombre maximal des modules en série Nms.max
𝑵𝒎𝒔.𝒎𝒂𝒙 =𝑼𝒆𝒄.𝒎𝒂𝒙
𝑼𝒎𝒑𝒑 × 𝟏. 𝟏𝟓 (𝐈𝑽 − 𝟐𝟗)
Le coefficient 1.15 est un coefficient de minoration permettant de calculer la tension MPP à -
20°C.
Le coefficient 0.85 est un coefficient de minoration permettant de calculer la tension MPP à
70°C.
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59
f. Nombre de modules branchés en parallèle
Le nombre des modules branchés en parallèles est donné par la relation suivante :
𝑵𝒃𝒑 = 𝑰𝑵𝑻[𝑭𝑺 ∗𝑬𝒄𝒋
𝑬𝒊 ∗ 𝜼𝒎 ∗ 𝜼𝒄 ∗ 𝑺𝒄𝒆𝒍 ∗ 𝑵𝒎𝒔)] (𝑰𝑽 − 𝟑𝟎)
𝑰𝑵𝑻 : partie entière de l’expression entre parenthèses
𝑭𝑺 : facteur de sécurité
𝑺𝒄𝒆𝒍 : surface d’un module en [𝒎𝟐]
𝜼𝒎 : rendement d’un module
𝜼𝒄 : rendement d’un convertisseur
g. Nombre total de modules
Le nombre total de modules est obtenu en multipliant le nombre de modules série par le
nombre de modules parallèle.
𝑵𝒕𝒑 = 𝑵𝒎𝒔 ∗ 𝑵𝒃𝒑 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟏)
h. Surface du champ PV
Le surface occupée par les modules est calculée par la formule suivante :
𝑨 = 𝑵𝒕𝒑 ∗ 𝑺𝒄𝒆𝒍 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟐)
IV.4.2 Batterie d’accumulateur [15]
a. Capacité réelle du parc batterie
La capacité du parc batterie se détermine à partir de la formule suivante :
𝑪 =𝑬𝒄𝒋 ∗ 𝒏𝒋
𝒌𝒅 ∗ 𝑼𝒅 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟑)
𝑬𝒄𝒋 : consommation journalière en [𝑾𝒉/𝒋] ;
𝒏𝒋 : nombre de jours d’autonomie sans ensoleillement 3jours ;
𝑼𝒅 : tension du système en [𝑽] ;
𝒌𝒅 : coefficient de décharge = 0.7.
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60
b. Nombre de batteries nécessaires
Le nombre de batteries nécessaires à l’installation est déterminé par la formule suivante
𝑵𝒃 =𝑪𝑻
𝑪𝒃𝒂𝒕𝒕 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟒)
𝑪𝑻 : capacité totale du système de stockage en [𝑨𝒉]
𝑪𝒃𝒂𝒕𝒕 : capacité d’une batterie en [𝑨𝒉]
IV.4.3 Onduleur [15]
La transformation du courant photovoltaïque, de nature essentiellement continue, en
courant alternatif usuel 220V/50Hz est effectuée par des appareils électroniques appelés
convertisseurs statiques ou onduleurs.
Les exigences d’entrée et de sortie, requises pour les installations autonomes et pour le
couplage au réseau, sont extrêmement différentes, et les appareils correspondants forment deux
classes bien distinctes de produits
- Onduleurs pour installations autonomes
Dans les installations autonomes familiales, la plupart des appareils fonctionnent
directement sur le circuit continu de la batterie (12, 24 ou 48 V). L’usage d’un onduleur
occasionne des pertes importantes, et devrait être réservé aux appareils non disponibles sur le
marché en version courant continu, ou à l’emploi occasionnel d’appareils standard.
La gamme de puissance des onduleurs domestiques va de 100 à 2000 W. Ils fonctionnent avec
une tension d’entrée fixe, et une puissance de sortie variable selon la charge. La forme du signal
alternatif peut être carré, trapézoïdale ou sinusoïdale. Pour une utilisation prolongée, la
consommation à vide est un facteur déterminant.
- Onduleurs pour le réseau
Les onduleurs pour la connexion au réseau ont une puissance nominale d’environ 100 W
à plusieurs centaines de kW. Jusqu’à 3.3 kW, ils fonctionnent en général en 230 V monophasé,
alors qu’au-dessus, ils doivent être triphasés (basse ou moyenne tension).
Etant connecté directement sur le champ PV, leur tension et leur courant d’entrée sont donc très
variables avec les conditions d’ensoleillement et de température ambiante.
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61
a. Puissance apparente de l’onduleur
La puissance apparente de l’onduleur est donnée par la relation suivante :
𝑺 =𝑷𝒄
𝒄𝒐𝒔𝝆 ∗ 𝜼𝒄 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟓)
𝑺: puissance apparente du convertisseur en [VAR]
𝑷𝒄 : puissance crête de l’installation en [𝑾]
𝒄𝒐𝒔𝝆 : facteur de puissance du convertisseur
𝜼𝒄 : rendement du convertisseur
b. Le nombre d’onduleur
Le nombre d’onduleur nécessaire est exprimé par la formule qui suit :
𝑵𝒐𝒏𝒅 =𝑷𝒄
𝒄𝒐𝒔𝝆 ∗ 𝜼𝒄 ∗ 𝑷𝒐𝒏𝒅 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟔)
𝑷𝒐𝒏𝒅 : puissance nominale d’un onduleur en [𝒌𝑾]
IV.4.4 Câblages [15]
Concernant les câblages, dans un système photovoltaïque, pour réduire les pertes
ohmiques, on doit dimensionner les conducteurs. L’optimisation de la section du conducteur
consiste à rendre minimale la chute de tension entre les extrémités.
Voici les limites recommandées des pertes de tension (𝑽𝑨 − 𝑽𝑩) en [%] :
- Ligne champ PV – batterie : 3 [%]
- Ligne champ PV – onduleur : 1 [%]
- Ligne principale : 3 [%]
- Ligne principale – appareil batterie : 5 [%]
- Ligne principale – éclairage – batterie : 3 [%]
De plus, il faut choisir les câbles qui peuvent résister aux rayons solaires forts (U.V) et aux
intempéries.
a. Intensité maximale admissible
Le courant maximal admissible est exprimé par la relation suivante :
𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎 =𝑷
𝑼𝒏𝒐𝒎 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟕)
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62
b. Section du câble
La formule de base pour la détermination de la section du câble pour un système
photovoltaïque à courant continu est donnée comme suit :
𝑺𝒎𝒊𝒏 =𝟐 ∗ 𝑳 ∗ 𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎
𝑲 ∗ ∆𝑼𝒎𝒂𝒙 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟖)
Pour un système photovoltaïque à courant alternatif, dans le choix des câbles normalisés :
pour le Cuivre𝜌 = 0.0225 𝑚𝑚2/𝑚, et pour l’Aluminium 𝜌 = 0.036 W.m
𝑺𝒎𝒊𝒏 =𝝆∗𝑷𝒂∗𝑳
𝑼∗∆𝑼 (𝑰𝑽 − 𝟑𝟗) (Injection monophasée)
𝑺𝒎𝒊𝒏 =𝝆∗𝑷𝒂∗𝑳
√𝟑∗𝑼∗∆𝑼 (𝑰𝑽 − 𝟒𝟎) (Injection triphasée)
𝑷𝒂 : puissance active maximale de livraison en [W];
𝑳 : longueur d’un seul fil du câble en [𝒎] ;
𝑲 : conductivité du cuivre = 58 [𝑺/𝒎] ;
∆𝑼𝒎𝒂𝒙 : chute de tension maximale tolérée en [%];
𝑼𝒏𝒐𝒎: tension nominale minimale du module en [V] ;
𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎 : courant maximal en [A].
IV.4.5 Energie directe fournie par le central photovoltaïque [15]
La fourniture moyenne annuelle 𝑬𝜶 estimée au point de livraison en [𝒌𝑾𝒉/𝒂𝒏] est
𝑬𝜶 = 𝑭𝒄 ∗ 𝑷𝒄 ∗ 𝑰𝒓𝒂 (𝑰𝑽 − 𝟒𝟏)
𝑷𝒄 : puissance crête du champ PV en [𝒌𝑾𝒄] ;
𝑭𝒄 : facteur de conversion, de valeur moyenne (0.90 pour les modules photovoltaïques bien
ventilés et 0.70 si mal ventilés) ;
𝑰𝒓𝒂 : irradiation annuelle [𝒌𝑾𝒉/𝒎𝟐/𝒂𝒏]
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63
CHAPITRE V : PRESENTATION DES RESULTATS
V.1 Résultats de l’évaluation du rayonnement solaire du site
V.1.1 Localisation et représentation des données météorologiques du site
a. Localisation géographique du site [11]
Notre site est situé dans la Région Atsimo Andrefana, District de Morombe, Commune
Morombe II plus précisément dans le Fokotany Tampolove. Ses coordonnées géographiques
sont les suivantes:
- latitude 21°44’38’’ Sud
- longitude 43°21’47’’Est
La carte de localisation géographique de notre site est présentée dans l’ANNEXE II de
notre livre.
b. Représentation des données météorologiques du site
Nous avons recueilli les données météorologiques du site dans la base de données de
NASA en utilisant le Logiciel RETScreen International. Voici donc les informations concernant
le district de Morombe :
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64
Figure 35 : Données météorologiques du Morombe [24].
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
65
V.1.2 Présentation de l’application de calcul de l’évaluation du gisement solaire
programmée sous Matlab
Pour déterminer la valeur de l’ensoleillement solaire de notre site, nous concevons un
programme de calcul de cette valeur sous Matlab.
On remarque que cette application peut utiliser pour déterminer l’ensoleillement de
n’importe quel lieu.
Voici la fenêtre de l’interface d’accueil de notre application :
Figure 36 : Interface d’accueil d’évaluation de gisement solaire.
En cliquant sur le bouton «NEXT» sur la page d’accueil, la fenêtre de l’interface des
données et résultats des calculs apparait; le bouton «QUIT» permet de sortir l’application.
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66
La fenêtre de l’interface des données et résultats des calculs est comme suit :
Figure 37 : Interface d’entrée des données et affichage des résultats du gisement solaire.
Il suffit d’entrer tous les paramètres nécessaires pour le calcul sur le panel « DONNEES
A ENTRER » et après avoir cliqué sur le bouton « CALCULER LES RESULTATS », les
résultats s’afficheront sur le panel « RESULTATS DES CALCULS ». Le bouton « NEXT » ici
permet d’y aller à la fenêtre de dimensionnement de la centrale.
V.1.3 Evaluation des rayonnements solaires quotidiens :
a. Horizontale
La région Morombe a un rayonnement solaire quotidien horizontal allant de 4,40
KWh/m2/j pour le mois de Juin à 7,53 kWh/m2/j pour le mois de Novembre. La moyenne
annuelle de la région est de 6,40 kWh/m2/j. Ces valeurs sont énumérées dans le tableau suivant.
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67
Mois Rayonnement solaire moyen
- horizontal (en kWh/m²/j)
Janvier 7,17
Février 7,36
Mars 6,65
Avril 6,33
Mai 5,39
Juin 4,40
Juillet 4,88
Aout 5,89
Septembre 6,46
Octobre 7,36
Novembre 7,53
Décembre 7,39
Annuel 6,40
Tableau 8 : Valeurs du rayonnement solaire quotidien horizontal.
Voici la courbe représentative de la variation de l’ensoleillement annuel frappant un
panneau solaire photovoltaïque placé horizontalement sur notre site :
Figure 38 : Courbe d’ensoleillement horizontal annuel du Morombe.
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68
b. Inclinée
La valeur du rayonnement solaire quotidien incliné varie en fonction de l’inclinaison du
module solaire PV. En inclinant le module PV d’un angle de 22° par rapport à l’horizontal, la
moyenne annuelle du rayonnement solaire incliné atteint sa valeur optimale qui est de 6,77
kWh/m2/j. Le tableau qui suit indique la moyenne de la valeur du rayonnement solaire
quotidien incliné du mois de janvier au mois de décembre.
Mois Rayonnement solaire moyen
- incliné (en kWh/m²/j)
Janvier 6.55
Février 7.07
Mars 6.87
Avril 7.28
Mai 6.72
Juin 5.68
Juillet 6.25
Aout 7.05
Septembre 6.93
Octobre 7.23
Novembre 6.95
Décembre 6.64
Annuel 6.77
Tableau 9 : Valeurs du rayonnement solaire quotidien incliné.
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69
Les rayonnements solaires annuels tombés sur un panneau photovoltaïque placé à un
angle de 22 [°] qui est l’inclinaison optimale de notre site sont illustrés par la figure suivante :
Figure 39 : Courbe d’ensoleillement annuel du Morombe avec capteur incliné à 22[°].
V.1.4 Rayonnement solaire annuel
Les gisements solaires sur un capteur horizontal et incliné pendant une année sont donnés
dans le tableau suivant.
Rayonnement solaire annuel – horizontal 2.33 MWh/m²
Rayonnement solaire annuel – incliné 2.47 MWh/m²
Tableau 10 : Rayonnement solaire annuel sur un capteur horizontal et incliné.
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
70
V.1.5 Effets des quelques paramètres sur le rayonnement solaire
Pour analyser l’effet de la variation d’un paramètre clé sur le calcul du rayonnement
solaire, il faut fixer les autres paramètres qui provoquent l’influence sur l’ensoleillement. Par
exemple, si on veut savoir l’effet de la température sur l’ensoleillement dans un lieu considéré,
on fixe le taux d’humidité, l’altitude, la latitude, le numéro du jour…
a. Température
Figure 40 : Influence de la température au rayonnement solaire.
On constate que plus la température augmente, plus la puissance de rayonnement solaire
augmente. En conséquence, la variation de la température est un paramètre important sur
l’évaluation du gisement solaire d’un lieu.
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71
b. Altitude
Figure 41 : Influence de l’altitude sur le rayonnement solaire.
On observe sur cette courbe que la puissance du rayonnement solaire dans une journée
est proportionnelle à l’élévation d’un lieu considéré. Alors, si l’on veut avoir un ensoleillement
élevé, on choisit l’endroit le plus haut sur le site.
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72
c. Humidité relative
Figure 42 : Influence de l’humidité relative au rayonnement solaire.
La variation de l’humidité relative d’un lieu dans une journée provoque une grande
influence sur le gisement solaire d’un lieu. Si elle augmente, la puissance du rayonnement
solaire s’affaiblit.
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73
d. Latitude
Figure 43 : Influence de la latitude sur le rayonnement solaire.
On a vu sur cette figure qu’il y a un grand changement de l’ensoleillement entre des lieux
de latitudes différentes. En effet, l’évaluation de la latitude est très importante sur l’étude.
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74
e. Angle d’inclinaison du capteur
Figure 44 : Influence de l’angle d’inclinaison sur le rayonnement solaire.
La variation de l’angle d’inclinaison du capteur solaire photovoltaïque durant l’étude a
permis d’optimiser la valeur de la puissance de rayonnement solaire capté. Nous voyons sur
cette courbe que, pour le site, la valeur optimale de l’inclinaison du capteur est de 22 degré. Par
conséquent, dans le cas général, pour avoir un rendement optimal d’un capteur solaire, il faut
respecter la relation entre la latitude du lieu étudié et l’angle d’inclinaison du capteur qui est
illustré dans le tableau 7.
Bref, on constate que chaque paramètre (température, humidité, altitude, latitude, angle
d’inclinaison) a une grande influence sur le rayonnement solaire. En conséquence, aucun de ces
paramètres clés n’est pas négligeable lors de l’évaluation de gisement solaire d’un lieu.
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75
V.2 Résultats de dimensionnement de la centrale
V.2.1 Dimensionnement du champ photovoltaïque
Pour le dimensionnement du champ, nous ajoutons une marge de 10% de la puissance
installée pour éviter le non satisfaction du client en cas de diminution de production de
l’électricité provoquée par des mauvaises conditions climatiques ou autres.
a. Positionnement, orientation et inclinaison
Le système de positionnement fixe a été choisi car ce type de système est plus abordable
sur le point de vue de l’installation et le prix de l’exploitation par rapport aux systèmes de suivi
du soleil.
Le module photovoltaïque doit être orienté vers le nord avec une inclinaison de 22° par
rapport à l’horizontal.
b. Caractéristique des photovoltaïques utilisés
Le panneau photovoltaïque CSUN310-72P de China Sunergy a été choisi dans la base de
données de produit du logiciel RETscreen. Il a été sélectionné parmi tant d’autre grâce à son
rendement élevé de 16% dont la caractéristique est représentée dans le tableau qui suit.
Modèle poly-Si
Rendement 16%
Point de puissance max, Pmpp 310 Wc
Tension Vmpp 36,5 V
Courant Impp 8,51 A
Tension circuit ouvert Vco 44,80 V
Courant de court-circuit Isc 9,040 A
Température nominale des cellules en opération 45°C
Coefficient de température -0,40%/ °C
Surface du capteur solaire 1,936 m²
Poids 22,30 kg
Nombre total des cellules 72
Tableau 11 : Caractéristique des photovoltaïques utilisés.
c. Détermination de la consommation énergétique journalière
La consommation énergétique journalière est déterminée à partir de la formule IV-24
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76
𝐸𝑐𝑗 = 𝑃𝑐 × 𝑘𝑝 × 𝐸𝑖
AN :
𝐸𝑐𝑗 = 5 500 000 × 0.6 × 6.77
𝐸𝑐𝑗 = 22 341 000 [𝑊ℎ
𝑗]
d. Détermination de la température moyenne d’opération des cellules (Tc)
𝑇𝑐 = 𝑇𝑎 +𝐸𝑖
7.1
𝑁𝑂𝐶𝑇 − 20
800
AN :
𝑇𝑐 = 25.3 + (6.77
7.1∗ 1000) ∗
45 − 20
800
e. Détermination du rendement moyen de module (𝜼𝒎)
𝜂𝑚 = 𝜂0 [1 −𝛾(𝑇𝑐 − 25)
100]
AN :
𝜂𝑚 = 0.16 [1 −0.4(54.9 − 25)
100]
f. Détermination du nombre de modules branchés en série
En prenant un convertisseur dont la tension d’entrée varie de 440 à 800V.
Nombre minimal de modules en série Nms.min
𝑁𝑚𝑠.𝑚𝑖𝑛 =𝑈𝑒𝑐.𝑚𝑖𝑛
𝑈𝑚𝑝𝑝 × 0.85
Nombre maximal de modules en série Nms.max
𝑁𝑚𝑠.𝑚𝑎𝑥 =𝑈𝑒𝑐.𝑚𝑎𝑥
𝑈𝑚𝑝𝑝 × 1.15
A.N :
𝑬𝒄𝒋 = 𝟐𝟐 𝟑𝟒𝟏[𝒌𝑾𝒉/𝒋]
Tc = 54.9 [°C]
ηm= 0.14
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77
𝑁𝑚𝑠.𝑚𝑖𝑛 =440
31.025= 14 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒𝑠
𝑁𝑚𝑠.𝑚𝑎𝑥 =800
41.975= 19 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒𝑠
D’après le calcul, le nombre de modules en série doit être compris entre 14 et 19.
Donc nous prenons le nombre de modules en série égale à 19.
g. Détermination du nombre de modules branchés en parallèle
𝑁𝑏𝑝 = 𝐼𝑁𝑇[𝐹𝑆 ∗𝐸𝑐𝑗
𝐸𝑖 ∗ 𝜂𝑚 ∗ 𝜂𝑐 ∗ 𝑆𝑐𝑒𝑙 ∗ 𝑁𝑚𝑠)]
A.N :
𝑁𝑏𝑝 = 𝐼𝑁𝑇[1.45 ∗22 341
6.47 ∗ 0.14 ∗ 0.98 ∗ 1.936 ∗ 19)]
h. Détermination de nombre total de modules
𝑁𝑡𝑝 = 𝑁𝑚𝑠 ∗ 𝑁𝑏𝑝
A.N :
𝑁𝑡𝑝 = 19 ∗ 992
i. Détermination de la surface du champ PV
𝐴 = 𝑁𝑡𝑝 ∗ 𝑆𝑐𝑒𝑙
A.N :
𝐴 = 18 850 ∗ 1.936
Nms= 19 [modules]
Nbp= 992 [modules]
Ntp= 18 850 [modules]
A= 36 493 [m2]
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78
V.2.1 Dimensionnement de la batterie d’accumulateur
Les caractéristiques de la batterie que nous avons choisi sont présentées dans le tableau suivant :
Courant de décharge 35 A
Capacité nominale 3500 Ah
Tension nominale 2 V
Poids 70 Kg
Dimension (Long. x Larg. x Haut.) 775 x 580 x 815 mm
Tableau 12 : Caractéristiques de la batterie.
a. Capacité réelle du parc batterie
La capacité du parc batterie se détermine à partir de la formule suivante :
𝐶 =𝐸𝑐𝑗 ∗ 𝑛𝑗
𝑘𝑑 ∗ 𝑈𝑑
AN :
𝐶 =22 341 000 ∗ 3
0,7 ∗ 24
b. Nombre de batteries nécessaires
Le nombre de batteries nécessaires à l’installation est déterminé par la formule suivante :
𝑁𝑏 =𝐶𝑇
𝐶𝑏𝑎𝑡𝑡
AN :
𝑁𝑏 =3 989 464
3 500
𝑪 = 𝟑 𝟗𝟖𝟗 𝟒𝟔𝟒 [Ah]
𝑵𝒃 = 𝟏 𝟏𝟒𝟎 𝑩𝒂𝒕𝒕𝒆𝒓𝒊𝒆𝒔
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79
V.2.2 Dimensionnement de l’onduleur
a. Choix de l’onduleur
La tension maximale que peut fournir une chaîne photovoltaïque est égale à
Vmax = Nms.max × Vco × 1.15 = 19 × 44.80 × 1.15 = 978.88 V.
Les caractéristiques générales de notre onduleur sont représentées dans le tableau qui suit.
Caracteristique
Efficacité maximale 98 %
Dimension l = 2400mm, p = 660 mm, h = 2085 mm
Poids 1590 kg
Entrée (CC champ
PV)
Tension MPP minimale 440 V
Tension MPP maximale 800 V
Tension PV max absolue 1000 V
Sortie (réseau AC)
Type Triphasé
Fréquence 50Hz
Tension du réseau 300V
Puissance AC nominale 540 Kw
Courant AC nominal 1040 A
Tableau 13 : Caractéristiques générales de l’onduleur.
Nous choisissons des onduleurs connexion réseau de modèle Conext Core XC-540 car ce
type d’onduleur à une valeur de tension maximale admissible en entrée égale à 1000 V
(supérieure à la tension maximale d’une chaine photovoltaïque) et une efficacité maximale de
98 %.
b. Puissance apparente de l’onduleur
𝑆 =𝑃𝑐
𝑐𝑜𝑠𝜌 ∗ 𝜂𝑐
A.N :
𝑆 =5 500 000
0.9 ∗ 0.98
S = 6 235 828 [VAR]
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80
c. Le nombre d’onduleurs nécessaires
𝑁𝑜𝑛𝑑 =𝑃𝑐
𝑐𝑜𝑠𝜌 ∗ 𝜂𝑐 ∗ 𝑃𝑜𝑛𝑑
A.N :
𝑁𝑜𝑛𝑑 =5 500
0.9 ∗ 0.98 ∗ 540
V.2.3 Calcul de câble de connexion
a. Calcul de l’intensité admissible
𝐼𝑚𝑎𝑥_𝑎𝑑𝑚 =𝑃
𝑈𝑛𝑜𝑚
A.N :
𝐼𝑚𝑎𝑥_𝑎𝑑𝑚 =310
36,5
b. Calcul de la section du câble
Section du câble reliant les panneaux aux convertisseurs si on suppose une longueur maximale
de 30m.
𝑆𝑚𝑖𝑛 =2 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑚𝑎𝑥_𝑎𝑑𝑚
𝐾 ∗ ∆𝑈𝑚𝑎𝑥
A.N :
𝑆𝑚𝑖𝑛 =2 ∗ 30 ∗ 8.49
58 ∗ 1
V.2.4 Energie directe fournie par la centrale photovoltaïque
𝐸𝛼 = 𝐹𝑐 ∗ 𝑃𝑐 ∗ 𝐼𝑟𝑎
A.N :
𝐸𝛼 = 0.9 ∗ 5 500 ∗ 2470
Nond = 12 [onduleurs]
Smin = 8,78 [mm2]
Eα = 12 226 500 [kWh/an]
𝑰𝒎𝒂𝒙_𝒂𝒅𝒎 = 𝟖, 𝟒𝟗 [𝐀]
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81
V.2.5 Présentation de l’application de calcul et dimensionnement d’une centrale
photovoltaïque programmer sous Matlab
Nous programmons sous le logiciel Matlab les démarches à suivre pour dimensionner une
centrale photovoltaïque. La fenêtre ci-dessous nous montre la page d’accueil de notre
application :
Figure 45 : Interface d’accueil de dimensionnement d’une centrale photovoltaïque.
Cliquer sur le bouton « NEXT » et une fenêtre nommée « Dimensionnement du centrale
photovoltaïque » s’affichera telle que la figure suivante :
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
82
Figure 46 : Interface d’entrée des données et d’affichage des résultats du dimensionnement
d’une centrale photovoltaïque.
Cette fenêtre comporte quatre panels telles que :
- « Caractéristiques du panneau utilisé » : c’est ici qu’on introduit les paramètres
caractéristiques du panneau utilisé. Ces paramètres sont donnés par les fabricants.
- « Caractéristiques de l’onduleur utilisé » : les données concernant l’onduleur sont saisies
dans ce panel. Ces données sont trouvées sur la plaque signalétique de l’onduleur.
- « Autres données utilisées » : on introduit ici les autres données complémentaires
concernant qui sont nécessaires dans le calcul comme la longueur du câble, les différents
coefficients de sécurité…
- « Résultats de dimensionnement » : si tous les paramètres nécessaires sont complets,
cliquer le bouton « CALCULATE » et les résultats du dimensionnement sont affichés
sur ce panel.
Le bouton « BACK » permet de revenir dans la page d’accueil et le bouton « QUIT » permet
de sortir l’application.
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
83
PARTIE III : MAINTENANCE,
CONSIDERATION ECONOMIQUE ET
ETUDE DES IMPACTS
ENVIRONNEMENTAUX DU PROJET
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
87
CHAPITRE VI- GESTION DE LA MAINTENANCE DE
LA CENTRALE
Contrairement à d’autres technologies de production d’énergie, les besoins en
maintenance et en entretien des centrales solaires photovoltaïques sont relativement faibles.
Cependant, le bon entretien d’une installation photovoltaïque est essentiel pour optimiser à la
fois le rendement énergétique et la durée de vie utile de la centrale. Une exploitation optimale
doit trouver un équilibre entre maximisation de la production et réduction des coûts.
VI.1 Définition de la maintenance
La maintenance est l’ensemble des actions permettant de maintenir ou de rétablir un bien
dans un état clairement spécifié, bien maintenir, c’est assurer ces opérations à un coût global
minimal. Une centrale photovoltaïque de bonne qualité, bien conçue et bien installée, peut
fonctionner pendant plus de 20 ans si elle est bien entretenue. Un entretien négligé peut avoir
des effets irréversibles sur la fiabilité de la centrale.
Les principales activités de la maintenance sont : la prévention, l’intervention
l’amélioration.
La prévention s’effectue par une bonne tenue des documents permettant de suivre la vie
de la centrale, le maintien du stock de pièces de rechange, la réalisation d’inspection visite de
contrôles. Pour pouvoir bien mener cette action il faut disposer des documents suivants :
- Le dossier machine du constructeur,
- La fiche de suivi de station,
- Les documents divers réalisés lors d’intervention.
La seconde opération concerne l’intervention qui peut être une réparation, une révision,
un échange standard ou d’autres actions similaires.
Enfin, la troisième opération est l’amélioration du système.
Elle a pour but de modifier le système de manière à améliorer certains de ces caractéristiques
de fonctionnement. Il peut s’agir d’une innovation, d’une reconstruction ou d’une
modernisation. Il est aussi important que le service maintenance soit capable d’exécuter certains
travaux novateurs (mise en place ou implantation de nouveaux équipements).
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
88
VI.2 Types de maintenance
La maintenance peut se décomposer comme suit :
La maintenance programmée ou préventive : elle est planifiée à l’avance et vise à
prévenir les pannes et à assurer que la centrale fonctionne à son niveau optimal. La bonne
planification et la fréquence de la maintenance préventive sont dictées par un certain nombre
de facteurs. Il s’agit de la technologie choisie, des conditions environnementales du site, des
conditions de garantie et des variations saisonnières. La maintenance programmée est
généralement effectuée à intervalles réguliers, conformément aux recommandations du
fabricant, et selon les exigences des garanties de l’équipement.
La maintenance non planifiée ou corrective : elle est effectuée en réponse à des
défaillances. Ainsi, les paramètres clés de la maintenance non planifiée sont le diagnostic, le
temps de réponse aussi court que possible, afin d’augmenter le rendement énergétique.
VI.3 Constitution d’un dossier de maintenance et guide d’intervention [10]
a. Dossier de maintenance
Le dossier de maintenance est un dossier dans lequel tout sera noté. Il devra permettre à
toute nouvelle personne de s’informer avec précision et d’exécuter les tâches aisément. Nous
présentons ci-dessous les renseignements à rassembler pour une bonne connaissance du
matériel et surtout la façon de procéder pour constituer le dossier de maintenance d’une
installation.
Connaissance du matériel :
Pour une bonne connaissance du matériel, on doit pouvoir trouver dans le dossier de
maintenance de chaque composant les informations suivantes :
fiche signalétique : nom et adresse du constructeur ou du fournisseur, téléphone,
télécopieur, type et numéro de série, année de fabrication, …
caractéristiques physiques : encombrement, masse, capacité de production,…
commande : date et références, spécification technique, condition de réception,
condition de garantie…,
plans : d’ensemble, de détails de toutes les pièces susceptibles d’être remplacées ou
réparées.
schémas : cinématique, électrique, électronique, de régulation…,
plans d’installation : fondation, raccordement électrique
Mémoire de fin d’études de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
89
fiche d’entretien : voir en ANNEXE IX un exemplaire d’une fiche d’entretien.
consignes particulières : sécurité, incendie…,
liste : des ensembles pour échange standard, des pièces de rechange…
b. Méthode de diagnostic des pannes
Une vérification méthodique est nécessaire si le système est arrêté pour une raison non
définie. Les organigrammes proposés dans les figures ci-dessous ont pour objectif de faciliter
le diagnostic.
Mémoire de fin d’étude de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
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Mémoire de fin d’étude de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
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Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
92
c. Technique de réparation
Le dépannage des équipements doit absolument être effectué par une structure spécialisée
capable de travailler en conformité avec les prescriptions du constructeur. Le remplacement
standard étant souvent fréquent, nous présentons ci-dessous quelques précautions à prendre. On
prendra soin de bien cerner les causes de l’incident afin d’éviter qu’il se reproduise à l’avenir.
Remplacement d’un module
Avant d’entreprendre le remplacement d’un module détérioré, il faut s’assurer que le
nouveau module est parfaitement convenable. Celui-ci doit être de la même puissance et avoir
les mêmes caractéristiques de fonctionnement que celui qu’il remplace. Si le module est
différent, celui-ci peut influencer gravement la caractéristique de fonctionnement de tout le
générateur. Le remplacement d’un module doit être effectué de préférence tôt le matin ou tard
le soir. On doit tout d’abord masquer la surface des panneaux avec une toile noire ou une bâche.
Les câbles de liaison sont déconnectés grâce à des outils isolants. Après avoir étiqueté le fil
positif et le fil négatif du module fautif, on les débranche de la boîte de connexion. Le module
peut ensuite être retiré en desserrant les vis qui le fixent à la structure. On peut alors mettre en
place le nouveau module, faire les connexions adéquates et remettre le système en service.
Remplacement des câbles
Les modules et les onduleurs sont reliés entre eux par des câbles qui peuvent subir
diverses détériorations. Tout câble endommagé doit être changé. Pour ce faire, on arrête
l’onduleur, on masque les modules, on débranche le câble et on le remplace.
Pièces de rechange
Afin de faciliter une réponse rapide en cas de défaillance de l’équipement, il est nécessaire de
disposer d’un stock de pièces de rechange convenablement approvisionné. Les pièces de
rechange étant couteuses, leur achat doit être justifié par l’avantage qu’elles apportent en termes
de réduction du temps d’arrêt de la centrale et en termes d’évitement de perte de revenus. La
stratégie optimale à appliquer quant aux pièces de rechange dépendra de la taille de la centrale,
de la disponibilité de pièces de rechange localement et de la possibilité de partage de
l’équipement essentiel entre un certain nombre de centrales en propriété commune.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
93
VI.4 Technique d’installation d’une centrale photovoltaïque
Pour faciliter les taches de maintenance et pour éviter l’arrêt total de la production
d’électricité en cas de panne sur une ou plusieurs modules, il faut regrouper les modules par lot
suivant leur montage et les nombres d’onduleurs. Après les résultats de dimensionnement de
notre centrale, l’installation se fait comme suit : 12 onduleurs montés en parallèle dont chacun
est alimenté par 18 850 modules montés en série parallèle avec 19 en séries et 82 en parallèles.
Le schéma simplifié qui montre les dispositions de chaque composant de la centrale est
présenté dans l’ANNEXE VIII.
VI.5 Estimation du coût annuel de maintenance [10]
Les frais d’exploitation et de maintenance associés aux projets solaires photovoltaïques
sont considérablement inférieurs à ceux associés aux autres énergies renouvelables et aux
technologies conventionnelles en raison de la simplicité de leur ingénierie et de la maintenance
relativement mineure qui est requise. Les frais d’exploitation et maintenance moyenne à l’heure
actuelle sont estimés environ 42 000 $/MWc par an. Ce chiffre variera en fonction du coût de
la main d’œuvre locale, mais nettement inférieur, à la fois en nombre absolu et en nombre
relatif, à d’autres types de projets énergétiques.
Les frais d’exploitation et maintenance dépendent également d’autres facteurs, tels que
l’emplacement du projet et l’environnement dans lequel il se situe.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
94
CHAPITRE VII : ANALYSE FINANCIERE DU PROJET
VII.1 Définition
L’évaluation financière est la phase de l’étude d’un projet qui permet d’analyser si ce
projet est viable, et dans quelles conditions, compte tenu des normes et des contraintes qui lui
sont imposées, et à partir des études techniques et commerciales déjà réalisées.
Elle consiste à valoriser les flux résultants des études précédentes pour déterminer la rentabilité
et le financement du projet. Pour cela, on construit généralement plusieurs scénarios résultants
d’une analyse de sensibilité menée à partir des différents risques encourus par le projet et
permettant de définir des stratégies de réalisation.
VII.2 Les paramètres financiers [4]
Les indicateurs les plus utilisés actuels sont les suivants :
a. La Valeur Actualisée Nette (VAN)
La VAN ou flux de trésorerie actualisé représente l’enrichissement supplémentaire d’un
investissement par rapport au minimum exigé par les apporteurs de capitaux, dont une valeur
positive traduit la rentabilité du projet.
La décision d’effectuer une dépense d’investissement sera prise si la valeur totale des
recettes futures (cash-flows) découlant de cet investissement est au moins égale (en principe
supérieure) à la valeur des dépenses engendrées par l’acquisition et l’utilisation de l’équipement
(bien-capital) dont il s’agit.
La variable financière qui permet de décider de l’opportunité d’un investissement est la
valeur actuelle nette (VAN). La formule pour la calculer est la suivante :
𝑽𝑨𝑵 = ∑(𝑪𝑭𝒑)
(𝟏 + 𝒕)𝒑
𝒏
𝒑=𝟏
– 𝑰 (𝑽𝑰𝑰 − 𝟏)
𝑪𝑭𝒕 : Flux de trésorerie
𝒑 : Numéro de l’annuité
𝒕 : Taux d’actualisation
𝑰 : Capital investi
𝒏 : Nombre total d’annuité
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
95
b. Le Taux de Rentabilité Interne (TRI)
Le TRI ou taux d’actualisation pour laquelle la VAN est nulle et qui indique que le projet
est rentable si le taux calculé est supérieur au taux d’actualisation requis par l’investisseur. Il
permet de juger l’acceptabilité financière des hypothèses ou variantes du projet, soit en raison
de seuils prédéfinis (normes ou contraintes), soit par simple nécessité (viabilité financière).
C’est le taux maximum auquel les revenus du projet permettent de récupérer le capital investi
sans que le projet ne devienne déficitaire. Sa valeur se calcule alors :
𝑽𝑨𝑵 = 𝟎 ↔ ∑(𝑪𝑭𝒑)
(𝟏 + 𝑻𝑹𝑰)𝒑
𝒏
𝒑=𝟏
– 𝑰 = 𝟎 (𝑽𝑰𝑰 − 𝟐)
c. Le temps de retour sur investissement (Délai de Récupération des Capitaux – DRC)
On entend souvent l’expression « playback » pour parler du délai de récupération d’un
projet d’investissement.
Le DRC définit la durée au bout de laquelle l’investisseur recouvre le montant total des
capitaux investis. On considérera donc les sorties de fonds liées au projet comme étant le coût
du projet et les entrées de fonds comme les recettes du projet.
Il peut être calculé comme suit :
𝒅 =(𝑰𝒏𝒗𝒆𝒔𝒕𝒊𝒔𝒔𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕 − 𝑪𝒖 𝒊𝒏𝒇)
[(𝑪𝒖 𝐬𝐮𝐩 − 𝑪𝒖 𝐢𝐧𝐟 ) + 𝑨𝒏𝒏𝒖𝒊𝒕é 𝑪𝒖 𝒊𝒏𝒇] (𝑽𝑰𝑰 − 𝟑)
d: délai de récupération du capital investi
Cu inf: dernier cumul négatif des flux de trésorerie actualisés
Cu Sup: premier cumul positif des flux de trésorerie actualisés
Un délai court est un critère pour un investissement intéressant car cela facilite notamment
les prévisions, ainsi que la stabilité de l’entreprise.
Les documents (détaillés par années) à élaborer seront :
les comptes prévisionnels d’investissements;
le tableau des amortissements;
les comptes prévisionnels de résultat (analytique et de comptabilité générale);
les besoins en fonds de roulement;
le tableau de calcul du TRI.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
96
d. Limites de ces critères de rentabilité
On remarque que le délai de récupération ne tient pas compte de la valeur de l’argent dans
le temps. De plus, ce critère ne considère pas les flux monétaires qui surviennent après la
période de récupération. Pourtant, on continue d’utiliser ce critère pour évaluer la rentabilité
d’un projet d’investissement, parce qu’il permet indirectement d’évaluer l’impact du projet sur
la liquidité de l’entreprise. Comme on estime que le risque s’accroît dans le temps, il indique
aussi le degré de risque relatif rattaché au projet.
Aucun de ces critères (VAN, TRI, délai de récupération) ne tient compte d’objectifs non
monétaires. Ils supposent également un taux de réinvestissement unique. Dans le cas du TRI,
on peut aussi rencontrer des situations de taux de rendement multiples. Enfin, ces critères ne
considèrent pas non plus l’effet sur les états financiers de l’entreprise. C’est pourquoi beaucoup
d’entreprises se tourneront plutôt vers la modélisation financière pour comprendre tous les
impacts du projet sur ses états financiers.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
97
VII.3 Données financières du projet [10]
Le tableau suivant présente la ventilation classique des coûts repères pour une centrale
électrique solaire photovoltaïque montée au sol.
Elément de coût Coût ($/MWc) Détails
Terrain
8 300
Il est supposé qu’environ 8000 𝑚2/𝑀𝑊𝑐 sont
nécessaires. Cette estimation variera en fonction de la
technologie choisie et du coût des terrains.
Modules
photovoltaïques
720 000
Les modules cristallins ont un prix global départ –
usine moyen compris entre 550 et 930 $/MWc et cela
peut varier en fonction de la qualité perçue du
fournisseur. Un prix de module moyen de 720 000
$/MWc a été estimé sur la base de données recueillie
auprès de tierces parties.
Structure de
fixation
306 000
Il s’agit du coût estimé pour la structure de fixation,
indépendamment du type de technologie.
Unité de
climatisation
onduleur
220 000
Il s’agit du coût de l’unité de climatisation/onduleurs,
y compris les commandes et les instruments
nécessaires.
Câblage et ses
fournitures
255 000
Ce coût inclut la fourniture, la pose et la mise en place
de tous les câbles. Il s’agit d’un coût hautement
variable en fonction de la distance au point de
raccordement.
Etude de
faisabilité
11 000
Ce coût inclut les services relatifs à la conception, à la
gestion de projet, à l’assurance et aux intérêts au coût
de la construction, entre autres. Bien que celui-ci
puisse varier en fonction de la dimension du projet.
Travaux du génie
civil
120 000
Ce coût inclut le développement des infrastructures
générales, la demande de permis et d’approbations et
la préparation des rapports de projet par MW.
Exploitation et
maintenance
42 000 Ces sont les frais d’exploitation et de maintenance
associés aux projets solaires photovoltaïques.
Tableau 14 : Ventilation classique des coûts repères pour une centrale électrique solaire
photovoltaïque.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
98
En déduisant à partir de ses coûts références, le coût estimatif de notre projet est récapitulé
dans le tableau suivant :
ELEMENTS NOMBRE PU (en $) PRIX (en $) PRIX (en Ar)
Terrain 37 000 m2 13,4/m2 495 800 1 273 176 000
Module PV 18 850 223,3 4 209 205 12 627 615 000
Structure de fixation 1 683 000 5 049 000 000
Onduleurs 12 3 071 36 852 110 556 000
Câblage et ses fournitures 1 275 000 3 825 000 000
Unité de climatisation des
onduleurs
220 000 1 210 000 3 630 000 000
Etude de faisabilité 60 500 181 500 000
Travaux du génie civil 660 000 1 980 000 000
Licence et permis
(administratif)
400 000 1 200 000 000
Installation 445 000 1 335 000 000
Exploitation et
maintenance
5 ans 42 000 210 000 630 000 000
Transport 1 000 000 3 000 000 000
Imprévu 100 000 300 000 000
TOTAL 11 785 357 35 356 071 000
Tableau 15 : Coûts estimatifs de notre projet.
VII.4 Viabilité financière
L’électricité ainsi exporté au réseau est acheminée vers les utilisateurs. Après une
simulation avec le logiciel de RETScreen, si on vend le kilowattheure à un prix égal 0,226$ ou
720 Ar, alors la viabilité financière du projet se présente comme le montre le tableau suivant.
Viabilité financière
Valeur Actualisée Nette (VAN) 22 686 900 $
TRI avant impôt – actifs 25,5%
Retour simple 5 ans
Retour sur les capitaux propres 4,2 ans
Tableau 16 : Viabilité financière du projet.
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99
Et on aura le modèle financier suivant, le flux monétaire cumulatif du projet durant sa
durée de vie est représenté dans le graphe qui suit.
Figure 47 : Graphique des flux monétaires cumulatifs.
Ce graphe montre que la durée de vie du projet est 25 ans. Le flux monétaire cumulatif
est négatif entre 0 et 4,2 ans, cela signifie que le projet récupère son fond de démarrage durant
les 4 premières années de son existence. Et entre 4 et 25 ans le graphe passe de 0 à plus de 100
000 000, cela signifie que le projet est rentable à long terme, elle permet de faire un bénéfice
de plus de 100 000 000 $ durant 25ans.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
100
CHAPITRE VIII : ETUDE DES IMPACTS
ENVIRONNEMENTAUX
VIII.1 Contexte générale
De nos jours, nul ne peut ignorer la dégradation de l’environnement due aux progrès
industriels qui ne cessent de se développer. En effet, toute activité de fabrication ou de
production à l’échelle industrielle, toute création ou travaux de transformation, d’aménagement
ou d’extensions de ces activités portent atteinte à l’environnement soit par le seul fait
d’occupation du sol, soit par l’utilisation des ressources naturelles, soit par l’usage d’intrants
ou des produits susceptibles de générer des effets polluants, soit encore par la production dans
l’atmosphère ou dans les eaux de rejets ou de nuisances.
La protection et le respect de l’environnement sont alors d’intérêt général : il est du
devoir de chacun de veiller à la sauvegarde du cadre dans lequel il vit. C’est dans ce cadre que
toute exploitation industrielle a l’obligation de sauvegarder l’environnement par une production
plus propre. Cependant la conciliation du développement et de l’environnement est devenue
difficile à mettre en œuvre .C’est pourquoi, de nombreuses conférences ont été mise en route,
et pour atténuer les dégâts, et pour l’essor de marché des technologies propres.
La conformité du système de gestion environnementale établie par une entreprise lors d’un audit
environnemental ou d’une étude d’impact environnemental est évaluée par l’ISO 14000.
VIII.2 Définition
L’environnement est défini par l’ensemble de milieux naturels et artificiels y compris
les milieux humains et les facteurs socio-économique, influés par l’utilisation et le
fonctionnement propre de projet.
VIII.3 Evaluation des impacts environnementaux
Comme tous projets industriels, ce travail présent doit faire l’objet d’une étude d’impact
environnemental comme la stipule Article 10 de la Loi n° 90-033 du 21 décembre 1990 :
« Les projets d'investissements publics ou privés susceptibles de porter atteinte à
l'environnement doivent faire l'objet d'une étude d'impact, compte tenu de la nature technique
de l'ampleur des dits projets ainsi que de la sensibilité du milieu d'implantation »
Ces impacts peuvent être positifs ou négatifs, donc il faut envisager les mesures d’atténuation
des impacts négatifs ainsi que d’améliorer ceux de positifs.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
101
VIII.3.1 Impacts environnementaux
a. Du point de vue écologique
L’emploi de l’énergie solaire ne génère aucune pollution atmosphérique. Le photovoltaïque
est l’une des formes de production énergétique la plus respectueuse de l’environnement
disponible à ce jour car elle est généralement sans danger pour l’environnement.
Cette forme d’énergie lutte contre le réchauffement climatique car elle produit moins de
CO2 que les autres sources d’énergies, ce dégagement de CO2 est observé seulement durant
la phase de fabrication des modules photovoltaïques [22].
L’énergie photovoltaïque n’a aucune influence sur le climat et les cellules photovoltaïques
ne produisent ni bruit ni odeur, en plus, aucun gaz à effet de serre n’est rejeté et il n’y a
aucun déchet radioactif produit. Elles évitent ainsi le réchauffement climatique, les pluies
acides ou le brouillard enfumé. L’émission de CO2 évitée est de 0,530kg/kWh et les
matières hautement radioactives évitées sont de 0,0034 g/kWh.
En n’employant aucun carburant, l’énergie photovoltaïque ne contribue pas au coût et aux
problèmes du rétablissement et au transport de carburant.
b. Ecoulement des eaux
L’utilisation du système de positionnement fixe provoque une possibilité d’érosion très
localisée et une légère modification du régime de rétention d’eau.
c. Biodiversité
L’exploitation d’une centrale photovoltaïque n’a priori aucun impact sur les faunes
aériennes et sur les flores. Par contre les faunes terrestres ont des légers problèmes à cause de
la clôture.
VIII.3.2 Impacts énergétiques
a. Indépendance énergétique
L’utilisation de l’énergie photovoltaïque n’est pas toujours soumise au prix croissant des
combustibles.
Elle engendrerait une indépendance accrue car la mise en place d’un tel projet provoque la
diminution de la consommation de combustible par la société de production énergétique. Et
d’une vision plus globale, cela amènerait à la réduction de la dépendance des pays
producteurs de pétrole.
L’utilisation de l’énergie photovoltaïque évite donc des crises énergétiques futures.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
102
b. Gain énergétique
Suivant les technologies utilisées, le temps de retour énergétique est de 0.5 à 2 ans pour un
ensoleillement moyen mondial, or la durée de vie d’un système photovoltaïque est de 25 à
30 ans, soit au minimum environ 23 ans d’énergie nette.
Un panneau photovoltaïque consomme 15 fois moins d’énergie pour sa fabrication qu’il en
produit sur sa durée de vie.
c. Intermittence énergétique
La production de l’énergie photovoltaïque est irrégulière car elle varie en fonction du temps
qu’il fait c’est-à-dire qu’elle est influencée par la météo, et non en fonction des besoins
énergétiques.
L’énergie photovoltaïque ne produit que durant la journée.
VIII.3.3 Impacts socio-économique
a. Point fort et faiblesse du système photovoltaïque sur le plan économique
Après le temps de retour de l’investissement, on a une production d’énergie gratuite.
Ces technologies ne sont pas sujettes à des contraintes d’approvisionnement donc elles sont
plus économiques en ressources.
Le coût de fonctionnement est faible vu les entretiens réduits et ils ne nécessitent ni
combustible, ni personnel hautement spécialisé.
Les énergies renouvelables sont exonérées de droit de douane et de la TVA pour le cas de
Madagascar.
Le coût de l’installation d’une centrale photovoltaïque est très élevé par rapport à notre
pouvoir d’achat. Par conséquent, il est actuellement classé parmi les produits de luxe donc
il n’est pas accessible pour tout le monde sauf s’il y a intervention de l’Etat.
Toutefois, il est encore difficile de penser que les usines génératrices électriques
photovoltaïques pourraient concurrencer les grandes génératrices traditionnelles.
La production de l’électricité photovoltaïque à l’échelle industrielle et à des conditions
compétitives reste encore assez loin.
Sur le plan économique, le système photovoltaïque présente quand même d’autres
inconvénients non négligeables.
b. Création d’emplois dédiés
L’électrification crée des emplois locaux, que ce soit pour l’installation des équipements,
mais aussi pour leur exploitation et gestion ;
Des techniciens sont chargés de l’entretien des systèmes électriques ;
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
103
Du personnel collecte les redevances et gère la clientèle ;
Un comptable établit les factures et assure la bonne gestion des fonds ;
Un manager doit animer l’équipe et assurer les relations avec les autres intervenants.
c. Usage des sols
Possibilité d’utiliser des terrains délaissés
Compatibilité avec certaines pratiques agricoles
Usage temporaire de 20 à 30 ans
La taille des installations pose également un problème quand il s’agit d’une grande
production d’électricité. Il faut en effet de grande superficie de panneau solaire pour
produire de l’énergie, cela nécessite une grande superficie de terrain pour installer les
panneaux photovoltaïques.
d. Sécurité
La mise en place d’un tel projet contribuera à la réduction de l’insécurité dans la région
bénéficière et cela améliorera les modes de vie des gens qui en bénéficient.
L’éclairage public favorise la lutte contre l’insécurité, notamment en réduisant le nombre
de vol. La sécurité est d’ailleurs le bénéfice de l’électricité le plus souvent cité par la
population.
e. Accès à l’information
L’électrification donne aux ménages l’accès aux informations via la radio ou la télévision.
La recharge sur place des téléphones portables facilite leur usage et les liens avec
l’extérieur.
Des cybercafés peuvent être installés, ouvrant le champ de l’utilisation d’Internet.
VIII.3.4 Avantages et inconvénients de l’installation photovoltaïque connectée au réseau
[14]
a. Avantages
La particularité du système raccordée au réseau par rapport aux autres énergies
renouvelables réside dans le fait que :
Le système photovoltaïque raccordé au réseau fonctionne «au fil du jour » sans
l’intervention d’une personne, en plus son fonctionnement est particulièrement optimisé.
La connexion des installations photovoltaïques avec le réseau électrique de la JIRAMA
diminue la facture des abonnés (sources de revenu) et l’énergie produite par les centrales
thermiques (qui sont très polluants). Ainsi, l’énergie solaire préserve les énergies fossiles et
réduit le rejet de gaz.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
104
L’énergie photovoltaïque est totalement modulable et peut donc répondre à un large éventail
de besoin. La taille des installations peut aussi être augmentée par la suite afin de suivre
l’évolution des besoins ou des moyens financiers.
La maintenance se résume à la vérification du bon état de propreté des modules
photovoltaïques.
L’utilisation de centrale photovoltaïque de grande puissance véhicule une image high-tech
justifiée et symbolise à la fois la préoccupation environnementale et le modernisme.
b. Inconvénients
Voici quelques lacunes du raccordement du système photovoltaïque au réseau :
Le coût des matériels et leurs installations sont très élevés.
Pas de politique énergétique à long terme clair concernant l’énergie solaire.
Actuellement à Madagascar, la connexion de l’électricité solaire des petits producteurs au
réseau public de la JIRAMA est encore assez difficile. Le cadre institutionnel, les conditions
techniques ne sont pas encore bien définies.
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
105
CONCLUSION
Les énergies renouvelables appelées aussi énergies propres sont des sources d’énergie
inépuisable et leur mode de production est les plus respectueux de l’environnement car il
engendre moins d’impact négatif sur l’environnement par rapport à d’autres systèmes de
production énergétique. Parmi eux, l’énergie solaire qui est une énergie obtenue par conversion
directe par les cellules photovoltaïques de l’énergie lumineuse du rayon solaire en électricité.
Les modules photovoltaïques doivent être orientés et inclinés suivant une norme bien
déterminée afin d’optimiser l’énergie produite.
Le présent travail nous a montré que notre site possède une grande potentialité en énergie
renouvelable et en particulier l’énergie solaire après avoir analyser les gisements solaires.
Ensuite, nous avons dimensionné les différents éléments constitutifs d’un champ
photovoltaïque couplé au réseau et les résultats obtenus montrent la possibilité et la faisabilité
de l’installation de la centrale photovoltaïque sur notre site.
Mais l’inconvénient de la centrale photovoltaïque couplée au réseau réside sur son aspect
économique. Le fond de mise sur pied d’un tel projet est colossal et cela entraine un coût élevé
de l’exploitation de l’électricité photovoltaïque. Cette manuscrite a pu montrer qu’une centrale
photovoltaïque raccordée au réseau peut être financièrement rentable à long terme. Malgré ces
inconvénients, la mise en place d’un tel projet engendre le minimum d’impact négatif sur
l’environnement et génère un gain énergétique considérable.
Si ce projet vient à se développer à Madagascar, cela aiderait beaucoup à réduire le
volume de carburant importé par le pays et évite ainsi la grande dépendance de notre mode de
production d’énergie électrique aux énergies fossiles.
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A
ANNEXES
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B
ANNEXE I : Information générale de la société GREAT
Nom ou raison sociale : GREAT Company (malaGasyRov and Electrical Associated
Technicians)
Forme/statut juridique : SARL-U
Siege :
Contact :
Fonction :
Tél/Fax :
Adresse e-mail officielle :
Lot II I 143 ter Alarobia Amboniloha ANTANANARIVO 101
Mr. NANJA Fenoarisoa José Alain.
Directeur Général
+261 33 80 491 47
Visions :
Les visions de la société sont les suivantes :
Devenir un leader dans les secteurs suivants : haute technologie, ROV, TIC,
télécommunications et informatiques, conceptions et entretiens industriels
Renforcer la capacité des ingénieurs malgaches dans tous les secteurs sur lesquels nous
offrons nos services.
Être certifié sur les normes internationales et travailler avec l’engagement HSE.
Travailler en toute sécurité et protéger l’environnement.
Offrir une meilleure qualité de service que nous offrons à nos partenaires.
Force :
L’objectif est de participer au développement de leur société en tant que partenaire à travers
leurs capacités.
- Une forte culture internationale : tous leurs personnels ont déjà intégré des grandes
sociétés à Madagascar qu’à l’étranger.
- La capacité de travailler sur toute sorte de technologie de haut niveau.
- Des ingénieurs pluridisciplinaires en : télécommunication, Génie Industriel, …
- Les capacités théoriques et pratiques sont leurs principales forces.
Leur engagement
Elles offrent à leurs clients leur professionnalisme, leurs compétences et leurs expériences, et
elles s’engagent à assurer :
La performance et l’efficacité théorique et pratique de leur personnel,
L’exécution du travail et les procédures HSE pour avoir des meilleurs résultats,
Le suivi et l’amélioration de leurs activités,
Le respect des coûts et des délais de leur planning d’intervention.
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C
ANNEXE II : Localisation des Fonkotany Tampolove.
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D1
ANNEXE III : Irradiation solaire journalière du Morombe.
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D2
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D3
Mémoire de fin d’études de Master en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
D4
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D6
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E
ANNEXE IV: Exemple d’une fiche technique d’un module photovoltaïque
Type Si-Poly
Fabricant ecoSolargy
Modèle ECO310S156P-72
Rendement module 16 %
Point de puissance max, Pmpp 310 Wc
Tension Vmpp 38,2 V
Courant Impp 8,13 A
Tension circuit ouvert Vco 45,5 V
Courant de court-circuit Isc 8,72 A
Surface du capteur solaire 1,936 m²
Poids 22,30 kg
Nombre total des cellules 72
Tableau 17 : Module solaire de type silicium poly-cristalline
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F
ANNEXE V : Exemple d’une fiche technique d’un onduleur pour le réseau.
caractéristique
Fabricant Conergy
Modèle CIS 540 (S)
Efficacité maximale 98 %
Entrée (CC champ PV)
Tension MPP minimale 530 V
Tension MPP maximale 780 V
Tension PV max absolue 965 V
Sortie (réseau AC)
Type Triphasé
Fréquence 50Hz
Tension du réseau 20000V
Puissance AC nominale 540 kW
Courant AC nominal 16 A
Tableau 18 : Fiche technique d’un onduleur
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G
ANNEXE VI : Analyse financière sur RETscreen.
Viabilité financière
TRI avant impôt-capitaux propre 26,6 %
TRI avant impôt-actifs 25,5 %
TRI après impôt-capitaux propres 26,6 %
TRI après impôt-actifs 25,5 %
Retour simple 5 ans
Retour sur les capitaux propres 4,2 ans
Valeur Actualisée Nette (VAN) 22 686 900 USD
Economies annuelles sur la durée de vie 2 499 372 USD/an
Ratio avantages-couts 3,03
Recouvrement de la dette 32,74
Prix de revient de l’énergie 76,74 USD/MWh
Tableau 19 : Viabilité financière en détail
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H
ANNEXE VII : Résultats du dimensionnement sur PVsyst.
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I
ANNEXE VIII : Schéma simplifié de l’installation
AC
DC
19 P
AN
NE
AU
82 PANNEAU
DISJONCTEUR
MISE A LA TERRE
TRANSFORMATEUR
SECTIONNEURE
VERS RESEAU
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
AC
DC
DISJONCTEUR
MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE MISE A LA TERRE
82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU 82 PANNEAU
19 P
AN
NE
AU
19 P
AN
NE
AU
19 P
AN
NE
AU
19 P
AN
NE
AU
19 P
AN
NE
AU
19 P
AN
NE
AU
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AN
NE
AU
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AN
NE
AU
19 P
AN
NE
AU
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AN
NE
AU
19 P
AN
NE
AU
Mémoire de fin d’étude de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
J
ANNEXE IX : Exemplaire de fiche d’entretien d’une centrale photovoltaïque
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K
ANNEXE X : Extrait du code de programme écrit sous Matlab
function interface close all clear all clc f=figure('Visible','off','Name','
PAGE DE DIMENSIONNEMENT',... 'Position',[160,100,620,450],'numbertitle','off'... ,'Menubar','None'); btNext1=uicontrol('Style','pushbutton','String','NEXT','Position',[30,16,80
,30],'Callback',... {@btNext1_Callback},'BackgroundColor',[.478 .973 .567]); btBack1=uicontrol('Style','pushbutton','String','BACK','Position',[275,16,8
0,30],'Callback',... {@btBack1_Callback},'BackgroundColor',[.478 .973 .567]); btQuit1=uicontrol('Style','pushbutton','String','QUIT','Position',[510,16,8
0,30],'Callback',... {@btQuit1_Callback},'BackgroundColor',[.478 .973 .567]); textSt2=uicontrol('Style','text','String','DIMENSIONNEMENT D UNE CENTRALE
PHOTOVOLTAIQUE','FontSize',18,'Units','Normalized','Position',[0.33,.78,.38
,.2]... ,'BackgroundColor',[.878 .873 .958]); ha = axes('Units','Pixel','Position',[0 0 620 430]); imshow('Image_Dim1.PNG','Parent',ha); hb = axes('Position',[.06 .75 .20 .22]); imshow('logo_Univ-Tana.JPG','Parent',hb); hc = axes('Position',[.78 .75 .20 .22]); imshow('POLY.JPG','Parent',hc); % hd = axes('Position',[.20 .15 .6 .6]); % imshow('mmmm.PNG','Parent',hd);
set([f,btNext1,btBack1,btQuit1,textSt2,ha,hb,hc],'Units','normalized'); movegui(f,'center') set(f,'Visible','on');
function btNext1_Callback(source,eventdata) current_data=close;Dimensionnement; btNext1(current_data);
end function btBack1_Callback(source,eventdata) current_data=close;rayonnement; btBack1(current_data);
end function btQuit1_Callback(source,eventdata) btQuit1(close); end
end
Mémoire de fin d’étude de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
L
BIBLIOGRAPHIE
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Mémoire de fin d’étude de Master II en Génie Mécanique et Industriel ESPA 2015-2016
M
WEBOGRAPHIE
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[22]: http://www.energie-soalaire.org_Energies Solaires.html
[23]: http://www.hespul.org/-Publications-photovoltaiques-.html
[24]:http://www.retscreen.net/fr/clean-energy-project-analysis.php,
[25]: http://www.energieplus-lesite.be/energieplus/page_16685.htm
[26]: http://www.macoda.com/index.php/Photovoltaique:PVSYST_Simulation,
.
Auteurs : RANDRIANARISOA Navaloniaina Lucien
RANDRIAMIALISOA Jimmy Lariot Michael
Titre : « Projet d’installation d’une centrale solaire photovoltaïque d’une puissance de
5 MWc pour desservir la région Atsimo Andrefana de Madagascar ».
Nombre de pages : 104
Nombre de figures : 47
Nombre de tableaux : 19
Mots clés : production d’électricité, potentiel solaire, centrale photovoltaïque, investissement.
Directeurs du mémoire : Monsieur RANARIJAONA Jean Désiré
Monsieur NANJA Fenoarisoa José Alain
RESUME
La région Atsimo Andrefana de Madagascar a une grande potentialité solaire car en
moyenne le rayonnement solaire atteint 2,5 MWh/m2/an. Nous avons utilisé le logiciel
RETscreen pour recueillir les données météorologiques du site et le PVsyst 6.39 comme
logiciel de vérification de dimensionnement. Les résultats ont montré que la centrale
photovoltaïque est composée de 18850 panneaux monocristallins de modèle CSUN310-72P
d’une puissance crête totale de 5 MWc. Tous ces modules occupent une surface de 37 000
[m2], avec une inclinaison optimale par rapport à l’horizontal et orientée vers le nord. On a
utilisé 12 onduleurs triphasés de modèle Conext Core XC-540 pour la conversion de la
tension continue en alternative. La centrale produit en moyenne 11 000 MWh par an. La
réalisation de tel projet nécessite de gros investissements. L’utilisation de l’énergie propre
apporte beaucoup d’avantage surtout au niveau de l’environnement.
ABSTRACT
The Atsimo Andrefana region of Madagascar has a high solar potential because on average
solar radiation reaches 2.5 MWh/m2/year. We used the RETscreen software to collect
weather data from the site and the PVsyst 6.39 as a sizing verification software. The results
showed that the photovoltaic plant consists of 18 850 CSUN310-72P monocrystalline
modules with a total peak power of 5 MWc. All these modules occupy an area of 37 000
[m2], with an optimal inclination in relation to the horizontal and oriented towards the north.
We used 12 triphase converter of model Conext Core XC-540 for the conversion of the
continuous tension in alternative. The plant produces on average 11 000 MWh per year. The
realization of such project requires big investments. The use of the clean energy especially
brings a lot of advantage to the level of the environment.