ENERGIE SOLAIRE L'irrigation par pompage à petite échelle est l'une des utilisations les plus intéressantes de l'énergie solaire. En effet, l'intensité maximale du rayonnement solaire correspond généralement à la période de besoins en eau ea u de pompage les plus importants. impor tants. D'autre part le fait que cette cett e énergie est disponible juste au point d'utilisation, l'agriculteur est libéré des problèmes liés à l'approvisionnement en carburant, ou bien à l'existence de lignes de transport de l'électricité facilement accessibles. A l'heure actuelle, les principaux obstacles qui entravent l'utilisation des pompes solaires à plus grande échelle, sont leur coût co ût élevé et le caractère trop tr op récent de cette technologie. La mise au point d'une pompe solaire suffisamment fiable et d'un coût raisonnable ce qui serait très probable d'ici quelques années - pourrait donner un coup de force à l'agriculture au Tiers Monde. Pour cela il est très important d'étudier les possibilités offertes par cette nouvelle technique prometteuse. Bien qu'à l'heure actuelle sa viabilité économique pour l'irrigation est encore contestée. Bien que plusieurs types de pompes solaires aient été déjà fabriqués et mis en service, et que leur viabilité technique ait été prouvée, cette technologie n'est pas encore parvenue à maturité. La production actuelle, qui qu i est d'environ quelques quelq ues douzaines à quelques quelq ues centaines d'unités d'unit és par an, est bien en deçà de la production produ ction par milliers qu'il faudrait fau drait atteindre pour bénéficier bén éficier de l'économie d'échelle; et pour que les coûts de fabrication puissent diminuer. De plus, du fait de la haute priorité accordée à l'eau l'e au potable il est très probable prob able que les pompes solaires solair es seront très prochainement économiquement économiq uement viables pour les projets p rojets d'adduction d'eau d 'eau potable plutôt que qu e pour les projets d'irrigation. En fait, on peut d'ores et déjà facilement conclure que l'énergie solaire est économiquement justifiable pour l'approvisionnement en eau des villages, si les conditions d'utilisation de cette énergie sont favorables. La viabilité économique de l'utilisation de l'énergie solaire pour l'irrigation est actuellement limitée aux hauteurs d'élévation et aux puissances très faibles. Toutefois, du fait du progrès technique notable dans le domaine de l'énergie solaire et de la baisse des coûts actuels, actue ls, on peut s'attendre à pouvoir pou voir disposer soit à moyen terme ou bien à plus long terme de pompes solaires pour l'irrigation d'une fiabilité et d'une viabilité économique adéquates.
Généralités et le point de la technique Il y a deux techniques principales de transformation de l'énergie solaire en énergie motrice pour la mise en marche des pompes. La première est celle utilisée dans les systèmes solaires thermodynamiques, elle consiste à utiliser le rayonnement du soleil pour la mise en marche d'un moteur (machine à vapeur ou moteur à cycle Stirling). Tandis que la deuxième est celle adoptée dans les systèmes solaires photovoltaïques qui consiste à utiliser les cellules photoélectriques pour transformer directement le rayonnement solaire en électricité nécessaire pour l'alimentation des pompes. Le cycle le plus performant pour po ur la transformation de l'énergie l 'énergie solaire pour le pompage po mpage de l'eau est indiqué sur le diagramme de la figure 131. 131. Il est paradoxal d'apprendre que la technique des systèmes solaires thermodynamiques remontent à plus d'un siècle, et que d'un d 'un autre côté elle n'est pas pa s encore au point. Par contre d'autres d 'autres techniques plus récentes, comme celle des systèmes s ystèmes solaires photovoltaïques, photo voltaïques, sont déjà à un stade s tade plus avancé bien que leur utilisation utilisati on ne remontent qu'à quelques quelq ues dizaines d'années. d'anné es. FIGURE 131 Options viables de systèmes de pompage à énergie solaire
Les premières applications des systèmes solaires thermodynamiques couronnées de succès ont été réalisées en France au milieu du XIXème siècle (voir Butti et Perlin [52] et Daniels [53]). Au début de ce siècle, la plupart des travaux de recherche dans ce domaine ont été menés aux EtatsUnis. En effet, plusieurs chercheurs s'efforcent de mettre au point des systèmes solaires de pompage commercialement viables. Toutefois, bien que plusieurs types de moteurs solaires à vapeur ont été avec succès mis au point, leur utilisation est très limitée car leur coût vaut généralement plusieurs fois le coût d'une machine à vapeur de même puissance (bien que les frais du carburant aient été évidemment réduits à zéro). Ces travaux ont atteint leur apogée quand l'américain Frank Shuman a pu construire un système solaire thermodynamique de pompage de capacité jamais atteinte de nos jours. Pour cette raison ces pompes sont techniquement les plus au point. Ces pompes ont été réalisées pour la première fois aux Etats-Unis, mais ce n'est qu'à Meadi en Egypte que ces pompes ont été utilisées pour l'irrigation par pompage. Cette installation comprend un réservoir d'eau chaude, et pourrait donc faire fonctionner une pompe d'irrigation 24 heures par jour. Après avoir surmonté quelques difficultés de fonctionnement au départ, la pompe solaire de Meadi est capable de fournir une puissance 55 CV (40 kw) , et de délivrer un débit de 1300 m3 par heure (soit 360 litres/s). Dans le contexte économique prévalant en Egypte à l'époque, l'amortissement de cette installation est de deux ans pour rapport au coût d'une machine à vapeur, et l'amortissement complet de son coût est de 4 ans. Il s'en est suivi un intérêt considérable pour l'utilisation de l'énergie solaire. Des projets ambitieux d'installation de pompes solaires analogues ont été entrepris dans d'autres régions du monde. Mais la Première Guerre mondiale avait commencé à cette époque et Frank Shuman, qui était le pionnier des chercheurs dans le domaine de l'utilisation de l'énergie solaire, mourut avant la fin du conflit. L'ère du pétrole bon marché qui débutait après la guerre a laissé tomber en oubli l'utilisation de l'énergie solaire pour le pompage, et ce jusqu'au renchérissement du pétrole survenu dans les années 1970. Plusieurs chercheurs ont consacré des travaux de recherche au laboratoire aux systèmes solaires thermodynamiques dans les années 1970. En effet, une compagnie française, la SOFRETES, a réalisé vers la fin des années 1970 une installation de pompage solaire à basse température.- Elle était d'une puissance nominale de 500 à 1000 watts et elle est actuellement utilisée dans des projets pilotes dans un certain nombre de pays en voie de développement, par ordre du gouvernement français. D'autre part, des installations solaires thermiques assez importantes, à la
fois pour le pompage de l'eau et pour la production d'électricité, ont été implantées aux Etats-Unis et en Afrique. Malheureusement, la plupart de ces systèmes solaires thermodynamiques récents n'ont pas donné des performances acceptables, et leur fonctionnement n'était pas fiable dans les conditions réelles d'utilisation. Actuellement, la société française pour la fabrication des systèmes solaires thermodynamiques a fermé ses portes, et les autres fabricants de ce système n'offrent pas, à l'heure actuelle, un spécimen de performances acceptables. En 1979, le Programme des Nations Unies pour le développement (PNUD) a lancé un projet mondial destiné spécialement à l'expérimentation des pompes solaires destinées à l'irrigation à petite échelle. La Banque Mondiale agissait comme organisme d'exécution. (Projet PNUD GLO/78/004 suivi du projet GLO/80/003). Le projet PNUD couvrait trois pays à savoir Mali, Soudan, et les Philippines. Les pompes solaires étaient à choisir parmi celles disponibles sur le marché, et devraient par contre avoir de bonnes performances dans les conditions de fonctionnement réelles sur le terrain. Or, l'appel d'offres international qui a été lancé en 1980 a montré qu'une seule pompe solaire thermodynamique répondait à peine aux conditions minimales à remplir pour la réalisation des essais sur le terrain. Par contre, au moins 11 pompes solaires photovoltaïques ont été sélectionnées à partir d'une liste beaucoup plus longue. A cours de l'exécution de ce projet, l'utilisation des pompes solaires pour l'irrigation a cédé le terrain au profit des projets de distribution d'eau potable qui ont été plus économiquement viables. Plusieurs rapports ont été publiés dans le cadre de ce projet notamment [54] [55] et [56]. Une publication intitulée "Handbook On Solar Water Pumping" [57] (Manuel du pompage solaire de l'eau) est destinée à l'usage des spécialistes qui ont besoin d'informations plus détaillées pour le choix et la détermination des caractéristiques solaires. Ainsi malgré un siècle de travaux de recherche pleins de promesses au départ; les systèmes solaires thermodynamiques à petite échelle n'ont pas donné des résultats réellement satisfaisants. Par contre, les convertisseurs photovoltaïques dont la technique est tout à fait récente quoique encore coûteuses, donnent des résultats plus satisfaisants. Les convertisseurs dits photovoltaïques utilisent des cellules photoélectriques pour la conversion directe de l'énergie du rayonnement solaire en énergie électrique. Cette technique a été mise au point au départ aux laboratoires Bell aux Etats-Unis au début des années 1950. Les cellules photovoltaïques solaires ont été conçues à l'origine pour servir comme source d'énergie dans les satellites spatiaux. Ces satellites ont besoin, à l'instar de plupart régions rurales à la surface de la terre, d'une petite source indépendante d'alimentation en énergie. Le développement de cette technique a donc débuté au profit de la conquête scientifique de l'espace, sans limitations budgétaires. Pour cela, les premières applications terrestres des cellules solaires commercialisées à partir des années 1960, étaient d'un coût prohibitif pour l'irrigation par pompage. Les frais considérables liés à l'utilisation des cellules photovoltaïques solaires, à base silicium monocristalin ou en couches minces (élément abondant), sont essentiellement imputables aux investissements nécessaires pour les installations complexes de fabrication, plutôt qu'au coût de la matière première. Les économies d'échelle étant directement liées au niveau de production, les coûts ont sensiblement diminué ces dernières années avec l'accroissement de la production. En 1984, il était possible de se procurer sur le marché mondial des modules solaires ("éléments de base" d'une batterie solaire), pour 8$ E.-U. pour une puissance nominale de 1 "Watt de crête". La puissance des systèmes solaires photovoltaïques est définie en "watt-crête". Cette unité correspond à la puissance électrique pouvant être fournie par un rayonnement solaire direct d'une intensité de 1000 W/m2, et pour une température de la cellule du module solaire égale à 28°C. Les prévisions optimistes établies lors de la période du développement des énergies renouvelables vers la fin des années 1970, prévoyaient une réduction substantielle des coûts des cellules solaires vers le milieu des années 1980. Ces prévisions ne se sont pas encore complètement réalisées, bien que des réductions notables de coût aient été obtenues (50% en termes réels de 1980 à 1985). On peut correctement s'attendre à ce que le prix en termes réels des cellules solaires (avec la technologie actuelle) va subir encore une autre baisse de 50% suite à l'augmentation de la production. Cette deuxième baisse pourrait faire des pompes solaires une option économiquement viable pour
l'irrigation a petite échelle et pour des hauteurs d'élévation pouvant atteindre 6 m. On s'attend aussi à ce que de nouvelles techniques de cellules solaires une fois introduite, puissent amener encore des réductions plus importantes de coût dans les cinq à dix années à venir. A ce moment là cette technologie deviendrait incontestablement intéressante par rapport aux autres options (d'ailleurs la plupart sont devenues de plus en plus coûteuses en termes réels).
Principes de la conversion de l'énergie solaire Comme les systèmes solaires thermodynamiques de pompage n'ont pas atteint, d'une manière générale, le niveau de perfectionnement permettant leur commercialisation à grande échelle malgré plus d'un siècle de recherche, nous proposons de leur consacrer uniquement une présentation succincte. Par contre, nous accordons une place plus ample à la technologie actuelle qui s'avère être plus prometteuse, des cellules photovoltaïques.
Systè mes th ermodynami ques Les systèmes thermodynamiques sont subdivisés en trois principales catégories correspondantes aux températures basses, moyennes et élevées. Ces systèmes sont associés à un moteur à cycle de Rankine ou une machine à vapeur aux températures basses et moyennes, et à un moteur Stirling aux températures élevées. Comme indiqué à la figure 131, les systèmes de pompage thermodynamiques comportent toujours un capteur solaire qui capte le rayonnement solaire et le transmet au fluide utilisé. Un moteur utilise la chaleur emmagasinée par le fluide et la transforme en puissance mécanique. Le système de transmission transmet cette énergie à la pompe. Les systèmes thermodynamiques à basses températures sont faits "des capteurs plans", normalement sous la forme d'un panneau absorbant plan, muni d'un serpentin pour la circulation du fluide utilisé. Ils sont généralement peints en couleur noire mâte et montés dans un boîtier isolé peu profond couvert d'une vitre de superficie égale à celle du panneau. L'inclinaison du panneau absorbant est sensiblement égale à la latitude du site. D'autre part ce panneau est dirigé vers l'équateur. Cette disposition permet au capteur d'intercepter le maximum de l'énergie solaire. FIGURE 132 Pertes dans un système solaire thermodynamique classique de pompage
La vitre transmet totalement le rayonnement solaire, mais en même temps elle empêche la dissipation de la chaleur produite, selon le principe généralement connu sous le nom de "l'effet de serre". Cet effet peut être intensifié par l'installation d'un double vitrage ou d'un triple vitrage. Mais ce vitrage excessif augmente également le coût, puisque le verre est un des composants les plus coûteux. Egalement le panneau absorbant peut être couvert d'une "surface sélective" spéciale qui accroît le pouvoir d'absorption du rayonnement solaire. Mais le prix de cette peinture spéciale est nettement supérieur à celui d'une couche de peinture noir ordinaire. Les températures obtenues avec ces capteurs peuvent atteindre 80°C environ, mais les températures les plus courantes sont de l'ordre de 60°C. Les capteurs solaires plans sont utilisés avec des fluides à faible point d'ébullition, tels que l'ammoniaque, le Fréon (hydrocarbures fluorés) utilisé dans les serpentins de climatisation de l'air et de réfrigération, ou bien du butane (ce dernier comporte des risques d'incendie en cas de fuite). Toutefois, même avec des fluides à faible point d'ébullition, le rendement d'un cycle Rankine reste toujours très bas. En effet, le rendement thermodynamique, compte tenu des lois de la physique fondamentale, est fonction de la différence de température entre la vapeur chaude à l'admission et la vapeur froide à l'échappement du moteur. Or, la vapeur d'échappement ne peut être refroidie à une température inférieure à celle du condenseur refroidi avec l'eau de pompe. Par suite, la différence de température maximum que l'on peut atteindre (appelée parfois "Delta T") avec des capteurs solaires plans est d'environ 30°C. Pour avoir des températures plus élevées, il est indispensable de concentrer le rayonnement solaire sur une surface d'une superficie inférieure à celle exposée au rayonnement solaire naturel. On utilise normalement à cet effet un miroir parabolique. Le dispositif le plus simple comporte un capteur cylindro-parabolique pour capter les rayons solaires tombant sur sa surface. Après réflexion, ce rayonnement est concentré en un seul rayon comme indiqué à la figure 132. Des
températures extrêmement élevées et des facteurs de concentration plus importants ont pu être obtenus avec des capteurs paraboliques à "focalisation ponctuelle". Le rayon tombant sur la surface du capteur est réfléchi au foyer du paraboloïde. Ces dispositifs ont des rendements thermodynamiques supérieurs grâce à la plus grande valeur du terme T. En effet, la focalisation linéaire permet d'obtenir à des écarts de 100 à 200°C, tandis qu'avec la focalisation ponctuelle on peut même atteindre des écarts de 200 à 500°C. Les capteurs solaires ont malheureusement deux inconvénients majeurs en avant de l'utilisation des concentrateurs aussi bien avec les systèmes à cellules photovoltaïques qu'avec les systèmes thermodynamiques):
Le système doit pouvoir suivre le soleil dans sa course de sorte que les rayons solaires soient focalisés sur l'absorbeur de chaleur. Plus la concentration est nécessaire, plus la précision d'orientation vers le soleil devrait être grande. Il faut à cet effet associer au capteur un dispositif mécanique d'orientation pour l'ajustement continu de l'orientation du capteur face au soleil. ils ne peuvent focaliser que le rayonnement direct (les faisceaux solaires). Ils sont donc sans intérêt dans le cas d'un rayonnement dispersé (ou diffus) pouvant être capté par les capteurs solaires plans. Or, le rayonnement diffus constitue une proportion importante du rayonnement solaire dans les régions à temps brumeux, ou à vent fort poussiéreux, humide ou partiellement nuageux. D'ailleurs cette proportion peut atteindre dans la plupart des cas 30% au moins du rayonnement solaire total. Cette grande proportion du rayonnement solaire diffus est perdue avec un capteur à focalisation. Par contre un capteur solaire plan peut facilement les absorber.
L'avantage d'un concentrateur est donc d'améliorer le rendement thermodynamique d'un système de pompage solaire, et par le même bais réduire la superficie du capteur solaire pour une puissance donnée. Mais d'un autre coté, le système devient plus complexe, plus coûteux. De plus l'énergie utilisable n'est qu'une fraction de l'énergie solaire disponible, du fait de l'exclusion du rayonnement solaire diffus. D'après les travaux de recherche de Halcrows et IT Power [54] [55], un bon compromis peut être obtenu en utilisant des capteurs focalisation linéaire à faible coefficient de concentration. Cette association permet d'avoir un meilleur rapport coût-efficacité avec les prix courants des capteurs solaires. Toutefois, les systèmes à focalisation ponctuelle pourraient devenir compétitifs si le développement technologique futur pourrait apporter un mécanisme ingénieux, peu coûteux, et fiable constitué d'un capteur parabolique orientable. Cependant cette solution serait sans doute destinée le plus aux régions à forte densité de rayonnement solaire direct (tel que les déserts). FIGURE 133 Structure d'une cellule photovoltaïque au silicium
Le schéma de la figure 132 représente un système solaire thermique de pompage, avec le cheminement de l'énergie et les principales pertes. Un capteur solaire de bonne qualité absorbe normalement 60% de l'énergie solaire incidente. Seulement une proportion de 7% environ de cette énergie absorbée est convertie en puissance mécanique. Le reste est perdu sous la forme de pertes dans le condenseur, à la pompe d'alimentation et au détendeur. D'autre part, 50% seulement de cette puissance mécanique, i.e. 3,5% de la puissance initialement disponible, seront convertis en puissance hydraulique utile de pompage. Il s'agit d'un exemple typique des petits systèmes solaires thermiques les plus performants. La plupart des systèmes qui ont été mis au point sont en fait loin de présenter ce niveau de performance.
Systè mes d' é nergi e photovol taï qu e Le fonctionnement de ces systèmes repose sur une propriété bien connue des semiconducteurs qui est la transformation de l'énergie lumineuse en un courant électrique. Les grandes lignes des lois de la physique décrivant ce mode de fonctionnement sont traitées dans [57], et d'une manière plus approfondie dans [58]. Il existe un grand nombre de matériaux pouvant servir pour la fabrication de cellules photovoltaïques. Mais les cellules les plus courantes sont constituées de fines tranches découpées dans des cristaux de silicium pur. La grande majorité de ces cristaux sont des tranches d'un monocristal de silicium, et elles sont connues sous le nom de cellules monocristallines. Cependant, un autre procédé a été récemment utilisé et qui est basé sur la croissance simultanée de plusieurs cristaux, et donne lieu par découpage à des cellules polycristallines (silicium polycristallin). Ces deux techniques sont utilisées côte à côte à l'heure actuelle. Bien que le silicium est un élément couramment disponible, les opérations de purification, de cristallisation et de découpage requièrent une technologie évoluée et elles sont en outre coûteuses. Des travaux de recherche sont en cours sur plusieurs types de cellules photovoltaïques dans la perspective du relèvement du rendement pour certains, ou bien en vue de la baisse du coût pour d'autres. Mais ces travaux n'ont pas encore été couronnés de succès. Certaines nouvelles techniques dites "des couches minces" mises au point récemment devraient en principe apporter une baisse substantielle du coût. Ce qui permettrait, par conséquent à élargir considérablement les perspectives d'utilisation des cellules photovoltaïques dès qu'elles seront commercialisées.
Les cellules à base de silicium monocristallin ou polycristallin sont couramment découpées en tranches, circulaire ou carré, de faible épaisseur (1 mm environ) de diamètre ou de côté normalement de 100 mm. Les deux faces avant et arrière sont dopées avec des impuretés afin de faire apparaître les propriétés semi-conductrices nécessaires. La face arrière est aussi métallisée, tandis que la face avant est munie d'un fin réseau de conducteurs métalliques fins, fixé à la surface de la couche de silicium. Ces deux faces sont généralement liées par un conducteur de grande section (voir figure 133). Le rayonnement lumineux reçu par la cellule crée une différence de potentiel (ou une tension) entre la face supérieure et la face arrière métallisée. Une tension de 0,4 volt environ apparaît aux bornes de chaque cellule en circuit fermé (0,6 volt en circuit ouvert). Le montage en série d'une batterie de cellules permet sans doute d'obtenir une tension plus élevée. Les cellules solaires sont fragiles et coûteuses et doivent être enfermées sous un vitrage pour laisser passer la lumière solaire. Plusieurs paquets de cellules sont généralement groupés à l'intérieur d'un châssis à panneau vitré, appelé "module". Le panneau vitré est généralement en verre trempé (parfois de fini mat pour réduire au minimum le rayonnement réfléchi). Les cellules ensuite sont encapsulées derrière la vitre dans une gaine en plastique dont la face arrière est soit métallisée ou bien vitrée. Le châssis est normalement en alliage léger. Normalement, il faut avoir un bon joint d'étanchéité entre le châssis et la vitre. Les cellules sont couramment groupées au nombre de 36 par module, ce qui donne une tension nominale de 14-16 volts. Des cellules de 100 mm de diamètre produisent normalement une puissance électrique de 1 watt lorsqu'elles sont exposées perpendiculairement à un rayonnement solaire d'intensité maximale de 1000 W/m2. Ainsi un module standard de 36 cellules de 100 mm fournit une puissance nominale de 35 W. Les modèles récents équipés de cellules de plus grandes dimensions et/ou plus efficaces, ont une puissance de 40W au moins. Le module solaire est l'élément le plus cher d'un système solaire photovoltaïque. En effet, en 1985 leur prix était d'environ $7,00/W(C)(par watt-crête). Autrement dit, un module standard de 40 W coûte actuellement près de $280. Fort heureusement, les modules de bonne qualité sont très fiables, et ils ont une durée de vie de 20 ans au moins, mais à condition que leurs panneaux vitrés ne soient pas endommagés. Cependant, ces panneaux sont plus exposés aux risques de vol, surtout lorsqu'ils deviennent largement connus et utilisés et qu'un second marché se développe. Les modules placés à l'intérieur d'un châssis sont montés sur un dispositif de montage. L'ensemble est connu sous le nom d'un générateur photovoltaïque qui est simplement Hé par un câble électrique au groupe motopompe. Les schémas de la figure 134 donnent des exemples de 4 types courants de systèmes de pompage à générateur solaire photovoltaïque. FIGURE 134 Exemples d'installations de pompes solaires
A. groupe motopompe immergé B. pompe immergée avec moteur en surface C. groupe motopompe flottant D. moteur et pompe installés en surface
Certains cas assez rares ont été cités où les générateurs photovoltaïques étaient équipés d'un système d'orientation continue face au soleil. Cet avantage augmente évidemment la proportion de rayonnement solaire captée en orientant le générateur d'une manière continue face au faisceau solaire direct. Mais d'un autre côté, la complexité et les frais supplémentaires liés au dispositif de guidage mécanique, n'ont pas pu être justifiés économiquement. Par suite les dispositifs de ce genre ne sont pas très courants. Des systèmes de pompage solaire à petite échelle de type portatif ou semi-portatif sont aussi commercialisés. Ces systèmes peuvent être orientés manuellement. Donc, moyennant un petit effort et avec un coût faible, on peut réaliser un gain d'énergie appréciable rien qu'en orientant le(s) générateur(s) au sud-est le matin, et au sud-ouest l'après-midi dans l'hémisphère nord, ou bien au nord-est et au nord-ouest respectivement dans l'hémisphère sud. La plupart des systèmes photovoltaïques sont généralement conçus avec des modules montés en plan incliné afin de maximiser le rayonnement solaire reçu tout au long de l'année. Or, il s'avère que l'inclinaison idéale à adopter à cet effet coïncide avec la latitude de l'emplacement considéré. Cette inclinaison permet de placer le panneau perpendiculairement face au soleil au zénith à l'équinoxe, de plus de réduire au minimum l'angle d'incidence des rayons pendant le reste de la journée. En pratique, l'inclinaison effective du panneau est parfois ajustée de façon à optimiser son rendement dans un temps nuageux. Par exemple, dans les régions où la période des pluies est bien définie, il serait plus avantageux d'orienter le panneau perpendiculairement face au soleil durant cette saison. Dans cette solution les pertes d'énergie seront plus appréciables au cours de l'été ou bien durant les mois secs durant, mais ces pertes seront sans doute compensées par le surplus du rayonnement alors disponible. D'autre part, bien que l'installation optimale du panneau à l'équateur est celle à angle nulle (c'est-à-dire à l'horizontale), il est normalement conseillé de les incliner d'au
moins de 10°. Ceci permettrait l'évacuation normale des eaux de pluie, et d'un autre côté il assure l'auto-nettoyage de la surface. Enfin, il est toujours plus avantageux de disposer d'un système dont l'inclinaison du panneau est manuellement ajustable d'une manière périodique. Ceci permet d'accroître de 10% au moins l'énergie produite le long de l'année. La figure 135 représente les courbes caractéristiques des cellules solaires au silicium. On peut constater que le rendement de conversion de l'énergie est d'environ 10%. Par exemple, aux valeurs de crête du rayonnement solaire, (soit 1000 Watts/m2 environ) une cellule au silicium de 1 m2 de surface fournirait une puissance électrique de 100 W environ. Malheureusement, le rendement des cellules solaires diminue lorsque leur température augmente (figure 135 A). La plupart des cellules solaires atteignent des températures de 50 à 60° C en plein soleil. Tandis que les constructeurs donnent généralement la puissance nominale pour une température de fonctionnement de 25 ° C qui est la température ambiante dans les conditions d'essai standard au laboratoire. La puissance nominale n'est donc jamais atteinte en réalité dans les conditions d'ensoleillement normal. Pour cela, les méthodes de calcul décrites ci-dessous tiennent compte de ce facteur. Le diagramme de la figure 135 B représente la caractéristique tension-intensité (V-I) d'une cellule solaire, pour un rayonnement de 1000 W/m2. A la limite, la mise en court-circuit de la cellule laisse passer un courant d'intensité maximum Isc (intensité de court-circuit) de 30mA/cm2 de cellule, pour une tension nulle. D'autre part, à circuit ouvert le courant sera nul. Mais la différence de potentiel à circuit ouvert Voc est de l'ordre 0,55-0,60 V par cellule (indépendamment de sa taille). La puissance maximum est obtenue pour une charge correspondante à la valeur maximale du produit de V par I (la puissance électrique en watts est le produit de la tension exprimée en volts par l'intensité exprimée en ampères). Ceci correspond à la zone au voisinage du raccordement des deux parties linéaires de la courbe V-I soit à 0,4 V environ par cellule, comme indiqué sur la courbe de puissance tracée en pointillés. Comme le rendement est strictement proportionnel à la puissance fournie, la courbe de rendement a une forme identique à celle de la courbe de puissance. FIGURE 135 Courbes caractéristiques des cellules photovoitaïques au silicium
La plupart du temps l'intensité du rayonnement solaire est notablement inférieure à 1000 watts/m2 (l'intensité du rayonnement solaire à l'heure du midi). Le schéma de la figure 135 C montre que lorsque le rayonnement diminue de 80% pour atteindre 200 watts /m2, la densité de courant serait réduite dans la même proportion, mais la tension reste la même, la puissance unitaire fournie par cellule photovoltaïque peut donc être considéré en première approximation, comme une fonction linéaire de l'intensité du rayonnement solaire. Les cellules photovoltaïques sont le siège d'une différence de potentiel même avec un rayonnement de faible intensité. Donc les générateurs solaires photovoltaïques peuvent fonctionner même dans le cas d'un ensoleillement réduit, pourvue que l'intensité de ce rayonnement soit suffisante pour vaincre la résistance de la charge électrique, et la tension de seuil nécessaire au démarrage. Certains constructeurs ont réalisé des générateurs solaires photovoltaïques munis de capteurs à concentration constitués de miroirs ou de lentilles convergentes permettant d'obtenir la concentration du rayonnement solaire. Ce type de dispositifs permet de réduire la surface des cellules. Mais les coûts additionnels liés aux miroirs ou aux lentilles surpassent les économies éventuelles de surface, en plus des autres inconvénients évoqués plus haut liés à l'utilisation des capteurs à concentration.
Gr oupes motopompe d'un système photovol taï que Les systèmes de pompage photovoltaïques comportent nécessairement, outre le générateur, un "sous-système" constitué au moins d'un moteur électrique destiné à faire fonctionner une pompe. La figure 134 représente différents types d'installations courantes de systèmes photovoltaïques de pompage. Le schéma de la figure 136 représente les différents éléments essentiels (et optionnels) d'un système de pompage solaire photovoltaïque et leur mode d'interaction. Comme un générateur photovoltaïque fournit un courant continu, il faut donc que le moteur électrique soit à courant continu. Avec les moteurs électriques classiques à courant alternatif, il faut adjoindre au système onduleur pour transformer le courant continue en courant alternatif. Les inconvénients liés à l'utilisation des onduleurs sont liés à son coût et aux pertes de puissance dans l'onduleur même. Mais il offre l'opportunité de l'utilisation de pompes électriques relativement peu coûteuses, standard, et fabriquées en série. Dans les moteurs à courant continu, le champs est fourni par des aimants permanents du fait de leurs hautes performances et non par un bobinage inducteur. L'inconvénient majeur est lié à l'utilisation des balais au charbon qui pourraient susciter des ennuis dus à leur usure et à leur remplacement périodique. Toutefois, des moteurs à courant continu sans balais, à entretien négligeable ont été récemment mis au point munis des circuits électroniques jouant le rôle du rotor et des balais. Pratiquement tous les aspects traités dans la section Energie électrique relatifs à l'utilisation du réseau électrique (ou de groupes générateurs individuels) restent toujours valables pour les moteurs et les pompes alimentés par une source d'énergie électrique photovoltaïque. A titre d'exemple, on peut toujours utiliser des groupes motopompes immergés (groupes motopompes de forage ou de pompage d'eau de surface) soit avec des moteurs à courant alternatif, ou bien avec des moteurs à courant continu sans balai (le remplacement des balais est en effet exclu, puisqu'il s'agit de groupes motopompes étanches). Il est aussi possible d'utiliser des pompes aspirantes en surface accouplées directement aux moteurs, ou bien des moteurs installés en surface entraînant des pompes immergées par l'intermédiaire d'un long arbre. De même, on peut utiliser un système de transmission pour convertir le mouvement rotatif d'un moteur en un mouvement alternatif lent pour la mise en marche d'une pompe à piston standard. FIGURE 136 Configuration schématique d'un système de pompage solaire photovoltaïque
Généralement, pour l'irrigation à des faibles hauteurs d'élévation, le dispositif le plus courant et le plus indiqué est un groupe motopompe immergé généralement suspendu à un flotteur pour le pompage des eaux de surface. On peut aussi utiliser une installation où le moteur est normalement installé en surface et entraînant une pompe centrifuge ou une pompe à turbine multicellulaire par l'intermédiaire d'un long arbre. Les pompes centrifuges aspirantes installées en surface sont également utilisées. Mais l'auto-amorçage est un facteur essentiel en cas d'utilisation de l'énergie solaire, sinon l'utilisateur serait amené à réamorcer la pompe chaque fois que le rayonnement solaire est affaibli par les nuages. Le rendement optimal d'un groupe motopompe est obtenu pour un couple de valeurs données de la tension et de l'intensité. Ainsi, le projeteur du système photovoltaïque aura toujours à adapter le groupe motopompe au générateur de sorte que pour les conditions types du rayonnement solaire, le point de fonctionnement sera défini par des tensions et des courants aussi proches que possible de la partie en courbe de la caractéristique du module photovoltaïque. Or, chaque générateur est normalement caractérisé par des conditions de fonctionnements optimales permettant l'obtention d'une puissance maximale dans toutes les conditions d'ensoleillement. L'objectif à poursuivre consiste donc à choisir les moteurs et les pompes de sorte quelles que soient les variations d'intensité dues aux variations du rayonnement solaire, la tension obtenue reste toujours aussi proche que possible de la courbe caractéristique maximale du générateur. Dans une installation bien conçue, les pompes centrifuges sont toujours choisies pour correspondre autant que possible à la charge optimale, quelles que soient les conditions de fonctionnement. Par contre, les pompes volumétriques doivent obligatoirement être alimentées par une tension variable, et posent ainsi des difficultés d'adaptation avec un système d'énergie solaire. Une autre difficulté liée aux pompes volumétriques, c'est qu'en générale le couple nécessaire au démarrage (et donc l'intensité) est supérieur au couple en fonctionnement normal. Ceci rend leur amorçage douteux lorsque l'énergie du rayonnement solaire est insuffisante, à moins de recourir à des méthodes artificielles pour résoudre ce problème. La méthode la plus couramment utilisés pour assurer une meilleure adaptation des générateurs photovoltaïques aux groupes motopompes (et par suite de pouvoir admettre certaines variations de la ligne de charge pour le fonctionnement à des hauteurs d'élévation différentes des valeurs optimales), consiste à intercaler un dispositif électronique d'adaptation de la puissance, connu sous
le nom de Maximum Power Point Tracker (MPPT) (dispositif de remise au point de puissance maximum). Ce dispositif transforme une tension CC donnée, en une autre sortie CC d'un autre voltage. En effet, ce dispositif mesure l'intensité et la tension de sortie et crée une fonction de commande, qui corrige automatiquement la tension de sortie. Il s'ensuit que l'on peut avoir à tout moment la puissance maximale correspondant à n'importe quel rayonnement solaire et charge de pompage. Ce dispositif n'est autre qu'un microprocesseur qui exécute des choix logiques. Cette méthode entraîne certes des coûts supplémentaires liés au dispositif MPPT, et une légère petite perte additionnelle de puissance dans le composant même. Mais dans la plupart des cas particulièrement dans le cas des pompes volumétriques - le rendement est considérablement amélioré. Par contre avec les pompes centrifuges qui sont de plus en plus utilisées en irrigation, les avantages liés à l'utilisation d'un MPPT sont moins évidents que lorsqu'il s'agit de pompes centrifuges à entraînement direct, fonctionnant à de faibles hauteurs d'élévation, et correctement adaptées. Un détail technique trop controversé est celui de l'utilisation des accumulateurs comme source d'énergie de secours avec les pompes solaires. Bien qu'ils ne jouent aucun rôle essentiel, et qu'ils sont par conséquent très peu utilisés, ils peuvent bien servir pour le stockage de l'énergie, et par suite d'assurer la continuité du fonctionnement du système surtout lorsque l'ensoleillement est insuffisant. Les accumulateurs permettent en outre une meilleure adaptation de la puissance, à l'instar d'un dispositif MPPT, dans la mesure où ils peuvent fournir une intensité différente de l'intensité reçue. Toutefois, leur durée de vie dans les climats tropicaux est généralement trop courte, de l'ordre de 4 ou 5 ans. Il faut en outre rétablir périodiquement le niveau d'eau distillée, sauf en cas d'utilisation de batteries sèches plus coûteuses. Comme C'est toujours le cas, chaque nouveau composant introduit est une cause de pertes d'énergie et d'une baisse additionnelle du rendement. La figure 137 représente la transmission de la puissance dans une installation photovoltaïque type de pompage. On y voit que les meilleurs rendements pouvant être obtenus seraient de: FIGURE 137 Pertes dans une installationphotovoltaïque type de pompage
Modules photovoltaïques Groupes motopompes, câbles et commandes
11% 45%
Par conséquent, la puissance hydraulique obtenue, abstraction faite des pertes dans les canalisations, serait de l'ordre de 5% de la puissance solaire à l'amont du générateur. Les pertes dans la tuyauterie, même dans le cas d'un système bien conçu à faible hauteur d'élévation, constituent 10% de la puissance hydraulique, soit 0,5% de la puissance totale initiale, d'où un rendement global de 4,5%. Les essais effectués, notamment ceux reportés dans le document de référence [59], montrent que les systèmes les plus perfectionnés ont effectivement des rendements de cet ordre. Mais en général, pour les installations courantes, les rendements ne dépassent guère 2 à 3%. Or, le rendement est un facteur important à prendre en compte dans le choix d'une pompe solaire. Car avec les prix élevés des générateurs photovoltaïques, toute baisse du rendement se traduit par la nécessité d'avoir de générateurs photovoltaïques plus gros et par suite plus coûteux. Pour avoir une idée de l'importance de ce facteur il suffit de comparer l'utilisation de deux moteurs de rendements respectivement 70% et 80%, avec un système de 500 watts crête de puissance. Pour cette puissance, l'augmentation de -10% de la puissance du générateur photovoltaïque afin d'alimenter le moteur au rendement le plus faible coûterait près de 300 à 400$ E.-U. supplémentaires. Comme la différence coût entre les deux moteurs de rendements différents est normalement faible, on a donc toujours intérêt à choisir le meilleur moteur disponible. Normalement le choix est toujours fait ou suggéré par le constructeur de système. Mais l'utilisateur bien informé peut au moins
examiner la validité du choix proposé par les constructeurs en étudiant les spécifications du matériel avant de l'acheter.
La ressource énergétique solaire La valeur moyenne du rayonnement solaire juste à la limite de la couche atmosphérique terrestre est égale à 1 353 W/m2. La traversée de l'atmosphère, va atténuer l'énergie maximum du rayonnement solaire, et l'énergie enregistrée au niveau de la mer est l'ordre de 1000 W/m2. Ce rayonnement est de deux sortes, le premier est le rayonnement solaire direct, le second est le rayonnement diffus correspondant au rayonnement dispersé dans l'atmosphère par la brume, le ciel lui même, et les nuages. Le rayonnement global est la somme des deux rayonnements direct et diffus et son intensité n'est pas la même tout le long d'une journée. En effet, le trajet parcouru par le rayonnement solaire est à son maximum aux premières heures de la matinée et en fin d'après midi. Par contre, il est à son minimum lorsque le soleil est au zénith. Pour cette même raison, l'intensité du rayonnement est variable au cours des saisons et avec la latitude. Ainsi, le rayonnement solaire global reçu au cours d'une journée peut varier de 0,5 kwh/m2 pour une journée d'hiver ensoleillée dans les régions nordiques, à plus de 6,0 kwh/m2 pour une journée ensoleillée dans les régions tropicales. Evidemment, par temps couvert le rayonnement solaire au sol peut tomber pratiquement à zéro. En revanche, pour une journée ensoleillée et un ciel parfaitement dégagé, le rayonnement solaire diffus tombant au sol peut atteindre 15 à 20% du rayonnement global, mais avec un ciel couvert, le rayonnement parvenant au sol est en totalité un rayonnement diffus. Comme le rayonnement solaire est variable d'un endroit à un autre et d'une heure à l'autre, le fonctionnement des systèmes de pompage solaires est fortement lié à l'emplacement, à la saison, et au temps qu'il fait. Toutefois, comme pour l'énergie éolienne, l'énergie solaire à un emplacement donné est en règle générale disponible d'une manière régulière d'une année à l'autre. Autrement dit, il est donc toujours possible d'évaluer d'une manière assez précise l'énergie solaire disponible et par suite de déterminer les caractéristiques du système en se basant sur les relevés antérieurs du rayonnement solaire. Dans une certaine mesure, l'énergie solaire est moins affectée que l'énergie éolienne par les caractéristiques propres du site. Donc, il est plus facile d'estimer l'énergie solaire à un emplacement déterminé que d'estimer l'énergie éolienne (à condition bien sûr que le rayonnement ne soit pas intercepté par les arbres ou tout autre obstacle). D'autre part, les erreurs de mesure de l'énergie solaire disponible ont moins d'incidence sur les performances du système que les erreurs de mesure, du même ordre, de la vitesse du vent.
Evaluation des performances Il est absolument indispensable que la détermination des caractéristiques d'un générateur de pompe solaire soit faite d'une manière précise, afin d'avoir le système le plus adaptée à la fonction demandée, et d'avoir ainsi le système dont le rapport coût efficacité est le meilleur. Quand les conditions de fonctionnement ne sont pas bien définies, l'approche qui est techniquement valable consiste à choisir le système dont la capacité est supérieure aux besoins réels, pour couvrir la puissance requise même par excès. Mais le coût du système va augmenter proportionnellement à la puissance nominale choisie, i.e., une augmentation de la capacité du système de 10% correspond à 10% de frais supplémentaires. FIGURE 138 Energie solaire disponible et besoins en eau d'irrigation des cultures (auc lac du Tchad)
Les caractéristiques des pompes solaires d'irrigation doivent être déterminées pour le "mois critique". C'est-à-dire quand le système est pratiquement en pleine charge par rapport à l'énergie disponible. Il s'agit normalement du mois de pointe des besoins en eau d'irrigation. Ce mois coïncide, fort heureusement, avec les mois d'ensoleillement maximum. En effet, il y a toujours une relation directe entre les besoins d'eau d'irrigation des cultures et l'énergie solaire disponible. Par contre, une pompe solaire destinée à l'alimentation en eau potable doit fournir quotidiennement la même quantité d'eau. Dans ce cas, le calcul doit être fait pour le mois critique où l'ensoleillement serait le plus faible. La figure 138 représente les variations typiques mensuelles de l'énergie solaire moyenne disponible, ainsi que les variations des besoins bruts moyens mensuels en eau des cultures dans la région du lac Tchad. Le mois le plus critique est le mois de Juin (qui n'est pas le mois le plus ensoleillé). Ce mois sera pris comme mois de référence pour la détermination des caractéristiques de la pompe d'irrigation solaire, car il coïncide avec le mois de plus forte consommation en eau où la charge est maximale par rapport à l'énergie disponible. Par contre, le mois d'Avril qui est le mois le plus ensoleillé, n'est un mois critique, puisqu'il correspond à la première période du cycle de végétation de la culture en question (c'est-à-dire le coton). D'autre part, les champs sont en jachère au cours du deuxième mois le plus ensoleillé, à savoir le mois de mars. La définition du mois critique, la détermination des besoins moyens en eau , ainsi que du rayonnement solaire moyen quotidien devraient être le point de départ pour la détermination des caractéristiques d'une pompe solaire. Les relevés statistiques du rayonnement solaire peuvent être obtenus auprès de la plupart des services nationaux de météorologie. Des relevés mensuels sont aussi publiés pour tous les pays du monde dans des références tel que [57] [59] (ainsi que dans les brochures publiées par les constructeurs principaux de générateurs solaires photovoltaïques). Comme les données publiées sont plutôt à l'échelle d'une région que d'un site déterminé, on ne doit pas donc s'attendre à des
estimations trop précises en se basant uniquement sur les statistiques régionales du rayonnement solaire. Les références telles que [57] et [60] présentent en détail des méthodes rigoureuses de calcul des systèmes solaires photovoltaïques. Cependant d'autres méthodes empiriques simples peuvent être adoptées (comme celle ci-dessous indiquée) si l'on veut avoir des résultats rapides et plus ou moins précis. De toute façon, la plupart des constructeurs de systèmes photovoltaïques ont déjà établi des programmes de calcul sur ordinateur. Ces programmes comprennent généralement une base de données couvrant pratiquement toutes les régions du monde. Les constructeurs peuvent déterminer les caractéristiques optimales pour chaque utilisation et offrir des prix avantageux. L'acheteur éventuel de ces systèmes devrait donc solliciter des offres de plusieurs sources et comparer les puissances et les prix proposés. Il faut aussi éviter de se limiter au choisi du système le moins cher qui pourrait être sous-dimensionné par rapport aux besoins à assurer. FIGURE 139 Carte mondiale indiquant l'indice annuel moyen du niveau d'ensoleillement (clarté)
Les aspects économiques des pompes solaires seront étudiés plus en détail dans le chapitre 5, mais l'on peut d'ore et déjà indiquer que pour que les pompes solaires puissent être économiquement compétitives, il faut remplir au moins les deux conditions suivantes:
la valeur de pointe journalière du produit charge-débit doit être inférieure à 150m3.m (par exemple 60 m3/j pour une hauteur d'élévation de 2,5 m) le rayonnement solaire moyen journalier doit être supérieur à 4,2 kwh/m2 (soit 15 MJ/m2) au cours du mois critique.
La méthode empirique suivante peut être utilisée pour déterminer d'une manière approximative la taille et le coût d'un générateur photovoltaïque:
estimer la valeur de pointe de la demande en énergie hydraulique quotidienne nécessaire (en kwh), soit à partir de la figure 13, ou bien à partir de la relation suivante
avec Q le débit en m3/j, H la hauteur d'eau en m. Par exemple, pour une dose d'arrosage de 8 mm d'eau sur une parcelle de 0,3 ha et une hauteur de pompage de 10 m, le débit d'eau par jour est de 24 m3/j. Donc la puissance hydraulique serait de (24 x 10)/367 = 0,654 kwh(hyd)/jour;
se donner une valeur du rendement du système secondaire, c'est-à-dire du rendement de conversion de l'énergie électrique en énergie hydraulique (circuit électrique- circuit hydraulique). Des indications sont parfois données dans les catalogues des constructeurs ou bien dans les publications techniques telles que [55] [56]. Toutefois, pour des hauteurs d'eau faibles (2-5 m), un rendement de 30% serait une très bonne estimation. Tandis que pour les systèmes plus puissants et fonctionnant à des hauteurs d'eau plus élevées (soit de 5 à 20 m) le rendement serait plutôt d'environ 40%; diviser l'énergie hydraulique quotidienne par la valeur prise du rendement (soit 40%) afin de déterminer les besoins journaliers en énergie électrique du système. Par exemple, avec les mêmes données, 0,65 kwh/0,40 = 1,625 kwh (en supposant un rendement du système secondaire égal à 40%); relever de la figure 139 la valeur approximative de l'indice de clarté (l'ensoleillement relatif à l'emplacement considéré). Par exemple, sur la carte on voit que la ville de Dakar au Sénégal (en Afrique occidentale) est située dans la zone délimitée entre les courbes 60 et 70%, en extrapolant on peut adopter pour cette ville un indice de 63%. Dakar étant situé à une latitude Nord de 15° environ, le tableau annexé à la figure 139 nous donne un indice moyen du rayonnement extra-terrestre global de 9,73 kwh/m2. En multipliant par l'indice de clarté soit 63%, on obtient comme rayonnement quotidien moyen 0,63 x 9,73 = 6,1 kwh/m2. Pour tenir compte des mois pour lesquels le rayonnement est inférieur à la moyenne et des erreurs inhérentes à cette technique d'estimation, il serait plus prudent de réduire ces valeurs de 20% pour le choix de la pompe solaire. Ce qui donne enfin 0,8 x 6,1 = 4,9 kWh/m2. En résumé, il suffit de prendre la valeur du rayonnement extra-terrestre correspondant à la latitude de l'emplacement considéré, et de la multiplier par l'indice de clarté indiqué par la carte, et de réduire le résultat ainsi obtenu de 20%. diviser la valeur obtenue de la demande en énergie électrique (calculée en iii) ci-haut, par le rayonnement quotidien calculé ci-dessus. Multiplier le résultat par 1200 afin d'obtenir la valeur approchée de la puissance nominale du générateur solaire nécessaire en watt-crête. Dans l'exemple ci-dessus, cette valeur serait égale à (1,625/ 4,9) x 1200 = 398 W (crête). enfin, puisque les générateurs photovoltaïques sont fournis par module d'une puissance nominale de 35 ou 40 watts, il faut diviser le résultat obtenu par 35 ou 40 (selon le cas). Ensuite d'arrondir au nombre entier de modules immédiatement supérieur. Ainsi, avec des modules de 40 watts, on obtient 398/40 = 9,9, il faut conséquent 10 modules de 40 watts pour obtenir une puissance nominale efficace de 400 watts.
Les coûts totaux usuels (en 1985) d'une installation solaire de pompage peuvent être obtenus sur la base d'un coût de 15 à 25$ E.-U. par watt de générateur, selon le fournisseur considéré et en fonction des spécifications du système. Pour les faibles puissances, de l'ordre de 100 à 500 W, le coût unitaire est plutôt du côté de la limite supérieure de cet intervalle de prix. Tandis que pour les puissances plus fortes égales ou supérieures à 2000 W le coût unitaire est plutôt du côté la limite inférieure. Ces valeurs sont naturellement très approximatives, tout à fait comme la méthode de calcul présentée ci-dessus. Cependant l'exemple que nous avons choisi pour illustrer la méthode nous a donné l'ordre de grandeur de la puissance requise soit de 400 watts-crête, ainsi que le coût approximatif du système i.e. 6000 à 8000 $ E.-U. Vraisemblablement, les coûts pourraient baisser dans les années à venir dans une proportion de 25 à 50%, suite à l'utilisation à grande échelle des générateurs photovoltaïques.
