Ce projet de fin d'étude présente une étude sur une installation de pompage solaire visant à réduire les coûts énergétiques et à promouvoir l'autonomie énergétique à travers l'utilisation d'énergies renouvelables. Il détaille le dimensionnement d'un système photovoltaïque adapté aux besoins en eau d'une zone spécifique, ainsi que l'analyse de rentabilité de l'investissement par rapport à un système traditionnel. La simulation du système est réalisée à l'aide du logiciel PVSyst pour garantir l'efficacité et la viabilité du projet.

1. Projet de fin d'étude :
Etude d’une installation de pompage solaire
Réalisé par : Encadré par :
HMAIMESSA ISSAM Pr. Fouzia FARIJA
BOUFARA MOHAMED
Année universitaire : 2019/2020

2. • Introduction
• Objectif du projet
• Démarche de projet
• Concept lie au projet
• I. Le pompage solaire
• I.1. Pompage au fil de soleil
• I.2.Pompage avec stockage électrochimique « Batterie »
• II. Dimensionnement d’une installation de pompage solaire au fil de soleil
• II.1. Les donnés
• II.2. Hauteur Manométrique Totale
• II.3. La puissance électrique de la motopompe
• II.4. Chois du groupe motopompe
• II.5. Chois du variateur de vitesse
• II.6. Détermination du champ photovoltaique
• II.7. Dimensionnement du câble électrique
• II.8. Étude de rentabilité
• III. Simulation du système par le logiciel PVSyst V. 6,8
• conclusion
PLAN

3. • Problématiques de réchauffement climatique et à l’épuisement des énergies fossiles
• Utilisation des énergies renouvelables est devenu une priorité au niveau mondial
• Notre projet consiste à dimensionner un système photovoltaique qui va permettent un approvisionnement en
eau
INTRODUCTION

4. OBJECTIF DU PROJET

5. Objectif du projet
2
1
3
Réduire les coûts des factures
énergétiques
Contribuer au développement durable
et à la préservation de l’environnement
Avoir un autonomes énergétique

6. DÉMARCHE DE PROJET

7. Identification les besoins journaliers en eau
Dimensionnement de chaque composante du système photovoltaïque nécessaire pour
satisfaire les besoins préalablement définis
Réalisation d’une étude économique et de rentabilité
Démarche de projet

8. Concept lie au project

9. • Les systèmes de pompage solaire permettent un approvisionnement en eau à partir d’une source à n’importe quel endroit
même si aucune source d’énergie n’est présente sur le site. La source peut être un bassin, un puit, un forage, une rivière,
un cours d’eau, etc
Pompage solaire
Pompage au fil de soleil
Pompage avec stockage
électrochimique
«Batterie »
I. Pompage solaire

10. • Le pompage au fil du soleil se caractérise par un débit
variable tout au long de la journée
• Le stockage se fait de manière hydraulique, l'eau
étant pompée, lorsqu'il y a suffisamment
d'ensoleillement, dans un réservoir au-dessus du
sol. Elle est ensuite distribuée par gravité au besoin.
I.1. Pompage au fil de soleil

11. Composants
Régulateur MPPT
Pompe immergée
Panneau solaire
Réservoir d'eau

12. • C’est la configuration la plus courante des systèmes photovoltaïques autonomes, elle comporte des batteries qui
emmagasinent l’énergie électrique produite par le générateur photovoltaïque au cours de la journée
• Le pompage photovoltaïque avec batterie, permet d’assurer une autonomie énergétique, et un débit constant selon la
demande,
I.2. Pompage avec stockage électrochimique «Batterie »

13. Composants
Pompe immergée
Panneau solaire
Onduleur
Régulateur de charge
Batteries

14. II. Dimensionnement d’une installation
de pompage au fil du soleil

15. II.1. Les donnés:
• Site: Marrakech : latitude : 31,63° N ; longitude : -8°.
• Besoins en eau : 75 m3/jr.
• Caractéristique de puits et du réservoir :
• le rendement de la motopompe est 𝜼𝑴𝑷=65%.
• Coefficient de perte attribuable à la température ; à la poussière ; rendement de l’onduleur et la chute de tension en ligne. K=80%.
• Caractéristique du module :
• Le coefficient de température pour la tension (valeur algébrique) : 𝛽= -0.3538%/°C
Niveau statique(Ns) Niveau dynamique (Nd) Rabattement
(Rm)
Hauteur du réservoir
(Hr)
Perte de charge des
conduites
68 m 70 m 2 m 3 m 10% de (Nd+Hr)
Electrical Specifications
All data given for STC Irradiance of 100W/m² , spectrum AM 1.5 and cell
temperature of 25° C
Module Type Pm(W) Imp(A) Vmp(V) Isc(A) Voc(V) Module efficiency
TS260-P156-60 260 8.38 31.0 8.85 37.8 15.88%

16. La Hauteur manométrique totale :
HMT = Hg + Pch
La hauteur géométrique : Hg= Hr + Nd → Hg = 70+3=73 m
Les pertes de charge : 10% → Pch=7.3 m
Alors la hauteur manométrique totale vaut :
HMT = Hg + Pch= 73 + 7.3
ce qui donne : HMT=80.3 m
II.2. Hauteur manométrique totale

17. La puissance hydraulique :
𝑷𝒉𝒚𝒅 = 𝑪𝑯 × 𝑸𝒉 × 𝑯𝑴𝑻 ;
Avec :
𝑸𝒉 =
𝑸𝒋
𝑯
𝑯 =
𝑰𝒓𝒓(𝒌𝒘𝒉.
𝒎𝟐.𝒋𝒓
)
𝟏𝟎𝟎𝟎 (
𝑾
𝒎𝟐)
→
𝑸𝒉 =
75
𝟓.𝟎𝟏
= 15(𝑚3
ℎ)
𝑯 =
5.01×103
𝟏𝟎𝟎𝟎
= 5.01(ℎ
𝑗𝑟)
Application numérique :
𝑷𝒉𝒚𝒅 = 2.725 × 15 × 80.3 = 𝟑. 𝟑𝒌𝑾 ;
La puissance électrique de la motopompe
𝑷é𝒍𝒆 =
𝑷𝒉𝒚𝒅
𝜼𝑴𝑷
=
3.3
0,45
= 𝟕, 𝟑𝟑kW
Irradiation globale moyen entre 2005 et
2016 (𝒌𝒘𝒉.
𝒎𝟐.𝒎𝒐𝒊𝒔)
II.3. la puissance électrique de la motopompe

18. On choisit une pompe Pedrollo, de référence : 6SR12/11 et de caractéristique
𝑷 = 𝟕, 𝟓𝒌𝑾
𝑸𝒉 = 𝟏𝟖 𝒎𝟑
𝒉
𝑯𝑴𝑻 = 𝟖𝟖𝒎𝒄𝒆
II.4. Chois du groupe motopompe

19. On choisit un variateur de vitesse Brochure, de référence : ACS355-03E-23A1-4
Et de caractères
𝑃𝑁 = 11𝑘𝑊
𝑈𝐴𝐶 = 380𝑉
𝑈𝑀𝑃𝑃𝑇 = [250,800]V
𝐼𝑚𝑎𝑥 = 31𝐴
II.5. Chois du variateur de vitesse

20. Compatibilité en tension :
Le nombre maximum de modules dans une chaîne : 𝑵𝒎𝒂𝒙 =
𝑼𝒐𝒏𝒅 𝒎𝒑𝒑 𝒎𝒂𝒙
𝑼𝒄𝒐(𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆 à−𝟏𝟎°𝑪)
Avec : 𝑈𝑐𝑜(𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 à − 10°𝐶)= (1 -35(°C) x
β(%/°C)
100
) x 𝑈𝑐𝑜(STC)
= (1 -35 x
−0.3538
100
) x 37.8= 42.5V
Application numérique : 𝑁𝑚𝑎𝑥 =
800
42.5
= 18.82 = 𝟏𝟖 Module
Le nombre minimal de modules dans une chaîne : 𝑵𝒎𝒊𝒏 =
𝑼𝒐𝒏𝒅 𝒎𝒑𝒑 𝒎𝒊𝒏
𝑼𝒎𝒑𝒑(𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆 à+𝟕𝟎°𝑪)
Avec : 𝑈𝑚𝑝𝑝 𝑚𝑜𝑑𝑢𝑙𝑒 à + 70°𝐶 = (1 +45(°C) x
β(%/°C)
100
) x 𝑈𝑚𝑝𝑝(STC)
= (1 +45x
−0.3538
100
) x 31=26.06V
Application numérique : 𝑁𝑚𝑖𝑛 =
250
26.06
=9.59=10 Module
II.6. Détermination du champ photovoltaïque

21. Compatibilité en courant :
Le nombre maximal de chaines 𝑵𝒄𝒉𝒂𝒊𝒏𝒆 =
𝑰𝒐𝒏𝒅 𝒎𝒂𝒙
𝑰𝒄𝒄 𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍
Application numérique : 𝑵𝒄𝒉𝒂𝒊𝒏𝒆 =
𝟑𝟏
𝟖.𝟖𝟓
= 3,50 = 3 chaine
Nombre totale des panneaux
On trouve le nombre total des panneaux par la relation : 𝑵𝑻 =
𝑷𝒄
𝑷𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆
Avec : 𝑃𝑐 =
𝑃𝑒𝑙𝑒
𝑘
=
7,5
0.8
= 9,375kW
Application numérique : 𝑵𝑻 =
𝑷𝒄
𝑷𝒎𝒐𝒅𝒖𝒍𝒆
=
𝟗𝟑𝟕𝟓
𝟐𝟔𝟎
= 36,05 = 37 Module
Notre pompe est triphasé 380V, donc il faut que la tension du champ PV été supérieur à 380v. (13 x 31 = 403V)
Alors on Détermine un champ de 39 panneaux, 3 chaines et 13 panneaux en série.
II.6. Détermination du champ photovoltaïque

22. Entre le champ PV et le variateur de vitesse :
Les données :
• La distance entre le champ PV et local technique : l=20m
• La tension maximale du champ PV: 𝑈𝑚𝑎𝑥 = 37.8×13=491,4V
• Le courant max : 𝐼𝑚𝑎𝑥 = 8.85×3=26,55A
• La chute de tension : ∆U = 3%.
• La résistivité du cuivre : 𝜌 = 1.6 × 10−8
Ω.m.
On a ∆U=R×I et R= 𝜌
𝐿
𝑠
Les deux relations donnent R=
∆U
𝐼
= 𝜌
𝐿
𝑠
→ S=
𝜌×𝐿×𝐼
∆U
On calcul ∆U=0.03×491,4=14,742V
Application numérique : S=
1.6×10−8×(20×2)×26,55
14,742
=1,15𝑚𝑚2→ on prend 1,5𝑚𝑚2
II.7. Dimensionnement du câble

23. Entre le variateur de vitesse et la pompe :
Les données :
• La distance entre le variateur de vitesse et la pompe : l=75m
• La puissance sortie nominal du variateur de vitesse : 𝑃𝑁=11kW = 3. 𝐼. 𝑈𝐴𝐶
• La tension : 𝑈𝐴𝐶=380V
Le courant max : 𝐼 =
𝑃𝑁
3𝑈𝐴𝐶
=16,71A
La chute de tension : ∆U=3%. → ∆U=0.03×380=11.4V
La résistivité du cuivre : 𝜌 = 1.6 × 10−8Ω.m.
Application numérique : S=
1.6×10−8×(75×2)×16,71
11.4
=3,51𝑚𝑚2→ on prend 4𝑚𝑚2
II.7. Dimensionnement du câble

24. L’ancien système I : « Pompage avec gaz du butane »
Le besoin journalier en eau « 75 𝑚3 » est assuré par 3 bouteilles de butane, Chaque bouteille coûte 40 MAD.
Donc la facture énergétique journalière sera 120 MAD. D’où la facture annuelle est de 43 800 MAD.
Nouveau système II : « Pompage solaire »
Le nombre d'années d'exploitation : 20 ans.
Le cout d’investissement initial est 89 542 MAD, et le coût approximatif de maintenance est 1000 MAD/ans.
Elément Prix unitaire en MAD Quantité Prix total en MAD
Panneau PV 260 Wc 1200 28 33600
Variateure de vitesss sans micro-
console (estandard)
16422 1 16422
Groupe motopompe 32520 1 32520
Autres (main d’œuvre, tubes, PVC,
câbles, etc.)
7000 1 7000
89542
II.8. Etude de Rentabilité

25. Comparaison entre les deux système
Délais de récupération du capital investi S=(42 800 × 2) + (
42 800
12
× 2)= 92 733.33 MAD c'est-à-dire 2 ans et 2 mois
Années Début 1 2 3 4 5
la facture énergétique annuelle Système
I
43 800 43 800 43 800 43 800 43 800
la facture énergétique annuelle Système
II (maintenance)
1 000 1 000 1 000 1 000 1 000
Panneau PV 260W -33 600
Variateur de vitesse sans micro-console -16 422
Groupe motopompe -32 520
Autres charges d'acquisition -7 000
COUT D'INVESTISSEMENT initial -89 542
CASH-FLOW -89 542 42 800 42 800 42 800 42 800 42 800
II.8. Etude de Rentabilité

26. III. Simulation du système par logiciel
PVSYST V 6.8

27. • Pour une étude plus précise
nous avons fait une simulation
du système par le logiciel le plus
utile par l’ingénieur pour la
conception des systèmes PV,
c'est pvsyst version 7.
• en commence par le choix du
système pompage, et les donnés
métrologique à l'aide de base de
donné inclus dans le logiciel
III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8

28. • par la suite on détermine l'inclinaison 30° avec
le plan et une orientation plein sud
• Inclinaison de module
• Le logiciel nous donnons l'angle optimale par
rapport tout l'année pour un plan incliné fixe.
Qui nous permettrons d'avoir une très
importons irradiations tout l'année
• L irradiations reçu par chaque m^2 =23912 KWh
III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8

29. Puissance hydraulique
III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8

30. Puissance hydraulique
• Puissance hydraulique donne par le logiciel = 2877 W
une valeur optimale
• 𝑷é𝒍𝒆 =
𝑷𝒉𝒚𝒅
𝜼𝑴𝑷
=
2.9
0.45
= 𝟔. 𝟒𝟒Kw
• On a choisie une pompe de la marque LOWARA a
courant alternative de 7kw et HMT 50 a 132mce
III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
• On choisie le module PV et le logiciel nous déterminer la
structure de champ PV
• On choisie le variateur MPPT qui devrai être compatible aux
structures de champ PV et pompe
• Les nombres de module qui faut installer : 37 PV la tension
minimale produit par le module est Vmpp 60°C =26.3V ,
tension maximal Voc 10C° = 42.6 V

31. Résultats
III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8

32. III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
• Rapport
le logiciel détermine
automatiquement le système
compatible avec notre besoin et la
surface disponible ,Lorsque tous les
paramètres sont acceptables (les LED
sont toutes vertes ou orange), le
programme donne accès à la
simulation horaire.

33. III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
Le champ Photovoltaïque comme illustre dans la 1 ére page sera constitué de 36 page de modules
Photovoltaïque (monocristallin) répartis sur une surface de 38,9 m2 : 18 module en série 2chaines en parallèle

34. III. Simulation du système par logiciel PVSYST V 6.8
a 4éme page du rapport de simulation
représente les pertes influençant la
production du systéme photovoltaïque à
savoir : les pertes ohmiques du câblage,
pertes dûe à la tempéature du champ
...,ainsi l’énergie injectée dans le réseau est
d’une valeur de 200 MWh

35. Conclusion

36. Merci pour votre
attention

37. sujet:
Etude d’une installation de pompage solaire
Réalisé par : Encadré par :
HMAIMESSA ISSAM Pr. Fouzia FARIJA
BOUFARA MOHAMED
Année universitaire : 2019/2020