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Étude de cas

Solaire d'abord, groupe électrogène
en secours : l'hybride au Tchad

Dans la région d'Abéché, à l'est du Tchad, un forage alimente un bourg et son bétail à hauteur de 100 m³ par jour. Le groupe électrogène existant doit être conservé en secours, avec un démarrage automatique lorsque la production solaire devient insuffisante. L'étude porte sur cette architecture hybride et sur la couverture apportée par les réservoirs existants.

Région d'Abéché · Tchad Besoin : 100 m³/jour, toute l'année Forage de 50 m Réservoirs existants : 95 m³ Groupe électrogène conservé en appoint Projet porté par une ONG
Le projet

Le besoin, tel que l'ONG l'exprime

Le besoin couvre les habitants, les troupeaux de passage et le maraîchage de contre-saison. Le réseau s'appuie sur un château d'eau et des bâches totalisant 95 m³, jusqu'ici alimentés par le groupe électrogène. Le projet conserve ce groupe en secours automatique et donne la priorité à la source solaire.

100 m³/jle besoin du bourg et du bétail, toute l'année, hivernage compris
50 mla profondeur de l'eau dans le forage, à quoi s'ajoutent le château et 200 m de conduite : 72 m de hauteur totale
95 m³les réservoirs existants, un peu moins d'une journée de besoin
1 groupedéjà sur place et conservé pour compléter automatiquement la production solaire

Le Tchad est un terrain éprouvé du pompage solaire : des installations documentées y fonctionnent depuis plus de dix ans, y compris sur des adductions plus grosses que celle-ci, souvent portées par des ONG et des associations de solidarité internationale. Au Sahel, le kWh produit au gazole coûte 3 à 4 fois le kWh solaire : chaque heure de soleil utilisée est une heure de groupe économisée.

Étape 1

Les données d'entrée dans LE LAB

La ville climatique de référence est Abéché. Le forage se trouve à 50 m, le refoulement vers le château atteint 15 m et la conduite mesure 200 m ; la hauteur totale calculée est de 72 m. La présence d'un appoint électrique oriente la sélection vers une solution hybride.

Récapitulatif de l'étude dans LE LAB : Abéché, 100 m³ par jour toute l'année, profondeur 50 m, refoulement 15 m, 200 m de canalisation, HMT calculée 72 m, appoint électrique oui, réserve d'eau 95 m³

Le récapitulatif rassemble les neuf données du projet et la hauteur manométrique totale calculée.

Étape 2

La solution retenue : un contrôleur hybride

La solution retenue est une LORENTZ PSk3-15 avec l'extrémité C-SJ17-11, identifiée comme « 100 % hybride ». Le champ solaire compte 17 panneaux de 515 Wc en une seule chaîne, soit 8 755 Wc, pour une production moyenne de 110,5 m³ par jour, de 83,1 m³/j en août à 128,0 m³/j en février. Le réglage du champ se fait par chaînes complètes, propre à la plage de fonctionnement haute tension du contrôleur PSk3. La pompe est donnée pour 25 m³/h et 90 m au maximum : à la hauteur du projet, 72 m, elle reste à l'intérieur de ses courbes.

Solution proposée par LE LAB : pompe LORENTZ PSk3-15 C-SJ17-11 affichée 100 % hybride, champ solaire de 8755 Wc en 17 panneaux de 515 Wc, production moyenne 110,5 m³ par jour

La solution en un coup d'œil : la mention « 100 % hybride » est portée par la pompe elle-même.

Fonctionnement hybride de la PSk3. Le contrôleur combine les deux sources au lieu de basculer de l'une à l'autre. Le solaire reste prioritaire et le groupe fournit automatiquement le complément nécessaire. L'option smartStart commande le démarrage du groupe, y compris en dehors des heures solaires. LORENTZ annonce une réduction de 60 à 70 % de la consommation par rapport à une alimentation thermique seule. Le contrôleur est protégé IP66, donné pour une température ambiante maximale de 60 °C et peut être suivi à distance.
Étape 3

Production mensuelle et mois critique

Sur seize années d'historique d'ensoleillement PVGIS de la région, neuf mois passent au-dessus de la ligne des 100 m³ et trois restent en dessous : juin à 94,2 m³ par jour, juillet à 84,8 et août à 83,1, au cœur de l'hivernage, pour un pire août observé à 5,0 kWh/m²/jour. La courbe de pluviométrie dit le climat d'Abéché : 0 mm en janvier, 181 mm en août. Le solaire seul couvre la saison sèche ; c'est pendant l'hivernage que le groupe prend le relais.

Production mensuelle estimée face au besoin de 100 m³ par jour : neuf mois au-dessus de la ligne, juin, juillet et août en dessous, mois critique août à 83,1 m³ par jour, pluviométrie de 0 mm en janvier à 181 mm en août

Le mois critique est affiché : août, 83,1 m³/j pour 100 demandés. La ligne bleue est la pluviométrie mensuelle.

Rendement quotidien d'une journée type d'août : débit heure par heure, pic à 15,2 m³/h, 88,2 m³ produits, 88 % du besoin

La journée type d'août culmine à 15,2 m³/h pour un volume produit de 88,2 m³, soit 88 % du besoin de la journée.

Étape 4

Les réservoirs de 95 m³, et ce qui reste au groupe

LE LAB simule la réserve d'eau jour par jour sur seize années d'historique météo PVGIS. Avec les 95 m³ existants, 313 jours sur 365 sont entièrement couverts par le seul soleil. L'application signale une couverture insuffisante : 52 jours par an en moyenne restent incomplets, concentrés de juin à août, et atteignent alors 74 % du besoin, soit un manque annuel de 1 341 m³ sur 36 525 m³, ou 3,7 %. L'épisode le plus défavorable des seize années court du 9 mai au 30 août 2012, 114 jours de faible soleil ; le groupe intervient pendant ces périodes.

Bloc autonomie et réserve d'eau : 313 jours sur 365 couverts avec les réservoirs de 95 m³, couverture insuffisante signalée, 52 jours incomplets par an livrant 74 % du besoin, volume manquant 1341 m³ sur 36525 par an, repère 811 m³

Une couverture quasi intégrale par le seul stockage demanderait 811 m³ de réserve, au lieu des 95 m³ en place. Le maintien du groupe évite cette augmentation importante du volume stocké.

Répartition entre stockage, champ et appoint. Couvrir ces jours par la seule réserve exigerait de porter le stockage de 95 à 811 m³. L'application indique aussi qu'un champ agrandi d'environ 6 %, 18 panneaux au lieu de 17, ramènerait ces jours incomplets à 24 par an environ avec la réserve actuelle. Dans la configuration retenue, le contrôleur démarre automatiquement le groupe pendant les épisodes insuffisamment couverts par le solaire et les réservoirs.
Étape 5

Les courbes constructeur, au point de fonctionnement réel

Les courbes Q/H issues des données officielles LORENTZ indiquent un point de fonctionnement de 18,5 m³/h à 72 m. La C-SJ17-11 accepte jusqu'à 25 m³/h et 90 m ; à la hauteur du projet, la pompe reste à l'intérieur de ses courbes et c'est la puissance solaire disponible qui fixe le débit.

Courbes constructeur de la pompe PSk3-15 C-SJ17-11 : débit selon la puissance disponible par hauteur manométrique, point de fonctionnement 18,5 m³/h à 72 m

Débit selon la puissance disponible, par hauteur manométrique. La courbe jaune est celle du projet, à 72 m.

Ce que ce cas montre

Les points de décision

100 % hybridele contrôleur PSk3 combine solaire et groupe watt par watt, priorité au soleil, démarrage automatique du secours
52 jours/anle nombre moyen de jours incomplets, concentrés de juin à août, pendant lesquels le groupe complète le solaire et les réservoirs
16 annéesla production et les réservoirs sont éprouvés jour par jour sur seize années d'historique d'ensoleillement PVGIS du Sahel
Points de vigilancela couverture insuffisante du seul solaire pendant l'hivernage et l'épisode de 114 jours de 2012 sont explicités

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