Explorateur DNI
29 stations avec mesures au sol, comparées aux données du satellite (PVGIS).
6 localités sans mesure : données satellite corrigées (sauf Ouarzazate*).
Mesurer avant de décider
Pour dimensionner une centrale solaire à concentration (CSP), la donnée qui compte est la DNI (rayonnement direct normal : la part du soleil qui arrive en ligne droite, celle que les miroirs peuvent concentrer).
Au Sénégal, nous avons très peu de mesures au sol. Les cartes issues de satellites, comme PVGIS-SARAH3, donnent la DNI partout, mais on sait qu’elles ont tendance à la surestimer en Afrique de l’Ouest (poussières, brume sèche, humidité).
Notre démarche en trois temps
- Mesurer : on rassemble les mesures au sol de 29 stations d’Afrique de l’Ouest (campagne EEEOA / Banque mondiale, plus 3 stations IFC au Sénégal) ;
- Comparer : pour chaque station, on divise la DNI mesurée au sol par la DNI donnée par PVGIS sur exactement les mêmes mois.
C’est le rapport « mesure ÷ PVGIS ». S’il vaut 0,75, le satellite surestime la donnée DNI d’un tiers (1 ÷ 0,75 = 1,33) ; - Corriger : pour les lieux où nous n’avons que PVGIS (Podor, Kaédi, Rosso, Boghé, Nouakchott), on applique le rapport observé dans les stations sahéliennes voisines, avec une marge d’incertitude. Ouarzazate reste en PVGIS non corrigé (le facteur du Sahel n’y est pas transférable).
La DNI : le rayonnement direct
DNI (Direct Normal Irradiance, ou rayonnement direct normal)
C’est le rayonnement qui arrive directement du disque solaire, sans avoir été diffusé par les nuages ou l’atmosphère.
Il est mesuré sur une surface toujours orientée perpendiculairement (« normale ») aux rayons du soleil.
Il exclut la lumière diffuse, celle qui vient de tout le ciel et des nuages, ainsi que la lumière réfléchie par le sol ou la mer.
| Terme | Définition simple | Intérêt pour les technologies |
|---|---|---|
| DNI – rayonnement direct normal | Rayonnement direct venant du disque solaire, mesuré perpendiculairement aux rayons. | Essentiel au CSP : les miroirs doivent réfléchir un faisceau direct vers un récepteur. |
| DHI – rayonnement diffus horizontal | Lumière dispersée par l’atmosphère, les nuages et les particules. | Le photovoltaïque peut l’utiliser ; elle se concentre difficilement avec des miroirs. |
| GHI – rayonnement global horizontal | Somme du direct reçu sur l’horizontale et du diffus. | Indicateur général utile pour le photovoltaïque, mais insuffisant à lui seul pour évaluer le CSP. |
Les miroirs suivent le soleil. Pour capter le faisceau direct toute la journée, les miroirs d’une centrale à tour (les héliostats) pivotent en permanence : ils suivent la course du soleil et renvoient le faisceau vers le récepteur, au sommet de la tour.
Le capteur de DNI ne sert qu’à mesurer le rayonnement direct. Il est motorisé pour toujours être perpendiculaire à la lumière du soleil (pyrhéliomètre sur suiveur, station Tier 1). Le miroir, lui, n’est pas perpendiculaire : voir « Comment fonctionne une centrale CSP ? ».
Schéma du Collectif, simplifié : en jaune le faisceau direct du soleil, en orange le faisceau renvoyé vers le récepteur. Le miroir change d’inclinaison du matin au soir ; le capteur DNI (en vert) reste face au soleil.
Pourquoi c’est la donnée clé du CSP. Une centrale solaire à concentration utilise ce faisceau pour concentrer la lumière sur un récepteur. Sans un rayonnement direct assez intense, les miroirs ne peuvent pas concentrer efficacement l’énergie solaire. La DNI est donc déterminante pour choisir l’emplacement d’une centrale, et c’est une entrée majeure du calcul de performance des centrales à tour.
Deux unités à ne pas confondre. La DNI instantanée (irradiance) s’exprime en W/m² : c’est la puissance reçue à un instant donné par unité de surface. La DNI cumulée (irradiation) s’exprime en kWh/m² : c’est l’énergie reçue sur une période. Dans cette page, les valeurs annuelles sont des cumuls en kWh/m² par an.
Comment fonctionne une centrale CSP à tour ?
Une centrale CSP n’est pas un champ de panneaux : c’est une centrale thermique dont la source de chaleur est le soleil. Elle contient deux circuits : celui des sels fondus, qui transporte et stocke la chaleur, et celui de l’eau, qui devient de la vapeur pour faire tourner la turbine.
- 1Les héliostats (miroirs)
Ils suivent le soleil et renvoient sa lumière directe vers le récepteur. Chaque miroir est incliné de biais pour viser la tour. - 2Le récepteur
Au sommet de la tour, la lumière concentrée chauffe les sels fondus qui circulent dans ses tubes, de ≈ 290 °C à ≈ 565 °C. Les sels sont à la fois le liquide qui transporte la chaleur et celui qui la stocke : il n’y a pas d’autre liquide. - 3Le réservoir chaud
Grand réservoir isolé : les sels à ≈ 565 °C y sont conservés, jour et nuit. - 4L’échangeur (générateur de vapeur)
Les sels chauds cèdent leur chaleur à l’eau, qui se vaporise et se surchauffe à haute pression. Les sels et l’eau ne se mélangent pas. - 5Le réservoir froid
Il reçoit les sels refroidis (≈ 290 °C), qu’une pompe renvoie ensuite vers le récepteur. - 6La turbine et l’alternateur
La vapeur se détend et pousse les aubes ; la turbine fait tourner l’alternateur, qui produit l’électricité. - 7Le réseau électrique
L’électricité est envoyée par les lignes à haute tension. - 8Le condenseur et la pompe
La vapeur usée redevient de l’eau ; la pompe la remet sous haute pression et la renvoie à l’échangeur.
À la différence du schéma à production directe de vapeur (Department of Energy), ici le récepteur chauffe des sels fondus et non de l’eau. Les deux réservoirs permettent de stocker la chaleur et de produire après le coucher du soleil (Gemasolar : 15 heures ; Noor III : 7 heures).
- Les miroirs suivent le soleil. Des centaines ou des milliers de grands miroirs, les héliostats, pivotent toute la journée pour suivre le soleil et renvoient sa lumière directe vers un même point : le récepteur.
- Le récepteur chauffe les sels. C’est un grand cylindre métallique fixé en haut de la tour. La lumière concentrée le chauffe très fort. Les sels fondus y circulent dans des tubes et se réchauffent d’environ 290 °C à 565 °C : ce sont eux le liquide qui transporte la chaleur, il n’y a pas d’autre liquide. Le récepteur ne bouge pas, ce sont les miroirs qui bougent autour de lui.
- Le réservoir chaud stocke la chaleur. Les sels chauds sont envoyés dans un grand réservoir isolé. La chaleur est conservée là, jour et nuit.
- L’échangeur fabrique la vapeur. Quand on veut produire, les sels chauds passent dans un échangeur et cèdent leur chaleur à l’eau, qui se transforme en vapeur à haute pression. Les sels refroidis (environ 290 °C) vont au réservoir froid, puis une pompe les renvoie vers le récepteur.
- La turbine tourne. La vapeur se détend très vite et pousse les aubes de la turbine, comme le vent pousse une éolienne. La turbine fait tourner l’alternateur, qui produit l’électricité envoyée au réseau.
- Le condenseur recycle l’eau. La vapeur usée est refroidie et redevient de l’eau. Une pompe la remet sous haute pression et la renvoie à l’échangeur. Le cycle recommence.
Pourquoi le miroir est incliné « de biais ». Un miroir renvoie la lumière comme une boule de billard sur la bande : le rayon repart avec le même angle qu’à l’arrivée, de l’autre côté de la perpendiculaire. Si le miroir était face au soleil (perpendiculaire), la lumière repartirait droit vers le soleil, pas vers la tour. Pour viser le récepteur, le miroir est incliné à mi-chemin entre la direction du soleil et celle de la tour. Comme le soleil bouge, cette inclinaison change en permanence.
Deux appareils suivent donc le soleil pour deux raisons différentes. Le miroir le suit pour renvoyer sa lumière vers le récepteur : il est incliné de biais. Le capteur de DNI le suit pour le regarder en face et mesurer le rayonnement direct : il est perpendiculaire.
L’eau à 1 bar, l’eau à 100 bars
À la pression atmosphérique (environ 1 bar), l’eau bout à 100 °C et donne de la vapeur. Mais cette vapeur contient peu d’énergie et ne ferait presque pas tourner une turbine. Dans une centrale, on travaille sous haute pression, et l’eau se comporte autrement :
| Pression | L’eau bout à environ | Exemple |
|---|---|---|
| 1 bar | 100 °C | Casserole, air libre |
| 10 bars | 180 °C | Autocuiseur industriel |
| 100 bars | 311 °C | Chaudière de centrale |
Sous pression, l’eau reste liquide bien au-dessus de 100 °C. Une fois vaporisée, on continue de chauffer la vapeur : c’est la vapeur surchauffée, à plus de 500 °C. Elle est sèche, sans gouttelettes ni humidité, qui useraient les aubes de la turbine. Plus l’écart de température est grand entre la vapeur et le condenseur, plus la turbine transforme de chaleur en électricité : le rendement est de l’ordre de 40 % à 500–550 °C, bien moins à 100 °C.
Comment monte-t-on la pression ? Par une pompe, pas par la chaleur seule. La pompe d’alimentation comprime l’eau liquide, encore froide, à 100 bars ou plus, puis l’envoie dans un circuit fermé : l’eau y chauffe, se vaporise et se surchauffe sans perdre sa pression. Pomper un liquide demande très peu d’énergie, car il se comprime à peine. C’est pourquoi on comprime l’eau avant de la chauffer.
Comment les sels fondus stockent la chaleur
Les sels (un mélange de nitrates) sont liquides au-dessus de 220 °C environ, comme une huile chaude. Ils stockent la chaleur dans leur température : plus l’écart entre le réservoir chaud (565 °C) et le réservoir froid (290 °C) est grand, plus un même volume de sel contient d’énergie. Les réservoirs sont isolés, la chaleur se perd lentement. Quand le soleil se couche, on continue de faire passer les sels chauds dans l’échangeur, et la centrale produit encore.
Exemples réels. À Gemasolar (Espagne, 20 MW), les sels sont à 565 °C dans le réservoir chaud et 290 °C dans le froid, avec 15 heures de stockage (fiche SolarPACES). À Noor III (Ouarzazate, Maroc, 150 MW), la tour fait 247 m et le stockage est de 7 heures (fiche SolarPACES).
Les valeurs de pression et de température de la vapeur (100 bars, 500–550 °C, rendement d’environ 40 %) sont des ordres de grandeur de connaissances générales, non vérifiés ici dans une fiche de centrale. À confirmer avant publication.
Les mesures EEEOA / Banque mondiale
Les stations de la campagne EEEOA / Banque mondiale ont été installées et exploitées par CSP Services (avec Yandalux Solar, d’après les rapports). Nous reprenons les valeurs de leurs rapports finaux, sans les recalculer.
Tier 1 : DNI mesurée directement par un pyrhéliomètre monté sur un suiveur solaire, incertitude ±2 % (exemple : Ourossogui).
Tier 2 : DNI mesurée par un irradiomètre à bande d’ombre rotative (RSI), incertitude ±4 % (exemple : Fana).
Les 3 stations IFC (Touba, Fatick, Kahone) n’ont qu’une année de données, avec un capteur au silicium.
La méthode de calcul
Pourquoi corriger ?
Au Sahel, le satellite PVGIS annonce des valeurs de DNI (le rayonnement direct du soleil, celui que concentrent les miroirs) plus élevées que celles mesurées au sol dans la même localité.
Plusieurs explications sont possibles : la poussière et le sable en suspension, les vents de sable et la brume sèche de l’harmattan, l’humidité et les nuages de la saison des pluies.
Ces phénomènes affaiblissent le rayonnement direct, et les modèles satellitaires les repèrent mal.
Nous constatons l’écart ; nous ne pouvons pas encore dire la part de chaque cause.
Méthode proposée
Pour pallier cet écart, nous ne refaisons pas les calculs du satellite : nous regardons de combien il se trompe là où une station mesure, puis nous appliquons cette correction là où il n’y a pas de station.
Dans chaque station de mesure, nous calculons le rapport « mesure ÷ PVGIS » sur les mêmes mois (le même nombre de mois des deux côtés).
C’est le rapport « mesure ÷ PVGIS ». S’il vaut 0,75, le satellite surestime la donnée DNI d’un tiers (1 ÷ 0,75 = 1,33).
Nous retenons 8 stations sahéliennes, celles des rapports EEEOA / Banque mondiale situées à 13° de latitude nord ou plus : Ourossogui et Tambacounda (Sénégal), Farafenni (Gambie), Manantali (Mali), Lossa et Maradi (Niger), Dori et Kaya (Burkina Faso). Elles sont les plus proches du climat de Podor (16,7° N).
Nous avons écarté les stations plus au sud (Mali, Burkina, Guinée, Côte d’Ivoire…), plus humides, dont le rapport est plus bas, et les 3 stations IFC (une seule année de données, capteur au silicium).
En additionnant leurs 8 rapports et en divisant par 8, nous obtenons le rapport moyen : 0,751. Le plus bas est 0,721 et le plus haut 0,776.
L’écart change-t-il selon la saison ?
Oui, mais le satellite est trop haut toute l’année. Le tableau donne le rapport « mesure ÷ PVGIS » par période (plus il est bas, plus le satellite est trop haut), en regroupant tous les mois retenus.
Le meilleur accord est en saison sèche (novembre à janvier), le plus mauvais de mars à mai. Or la poussière de l’harmattan est la plus forte de décembre à février : elle n’explique donc probablement pas seule l’écart. Nous le constatons, sans pouvoir en dire la cause.
Application à un lieu sans mesure EEEOA / Banque mondiale
(le satellite annonce une valeur DNI trop haute)
D’où viennent ces trois rapports ? Ils ne sont pas choisis : ils sortent des mesures. Pour chacune des 8 stations sahéliennes, on a divisé la DNI mesurée au sol par la DNI PVGIS, sur les mêmes mois. On obtient 8 rapports. Le plus bas (0,721) et le plus haut (0,776) donnent les deux bornes ; le rapport central (0,751) est leur moyenne : somme des 8 rapports ÷ 8.
Ensuite, on multiplie la valeur PVGIS du lieu par ces trois rapports. Exemple à Podor, où PVGIS annonce 2 219 kWh/m² par an :
| Valeur | Calcul | DNI corrigée |
|---|---|---|
| Basse | 2 219 × 0,721 | 1 600 |
| Centrale | 2 219 × 0,751 | 1 666 |
| Haute | 2 219 × 0,776 | 1 723 |
On lit : « 1 666 kWh/m² par an, de 1 600 à 1 723 ». Ce n’est pas une pondération : c’est une correction (le satellite annonce trop), avec une marge qui montre que les 8 stations n’ont pas toutes le même rapport.
Limite. Podor est plus au nord que toutes les stations de référence : la vraie valeur peut sortir de la fourchette. Seule une mesure sur place le confirmera. Le tableau Excel reste la référence pour les calculs détaillés ; cette page permet de les lire localité par localité.
Données source Solargis
Choisissez d’abord « Sur la carte » ou « Dans la liste » : les mesures et les calculs de la localité s’affichent dessous.
* Ouarzazate : le facteur de correction (0,751) provient de 8 stations de la zone sahélienne (13° Nord et plus) : Ourossogui, Tambacounda, Farafenni, Manantali, Lossa, Maradi, Dori, Kaya.
Ouarzazate se trouve en altitude, et pas avec les mêmes effets climatologiques (poussière, visibilité, luminosité…) que les 8 stations à partir desquelles le facteur de correction est calculé. Il ne peut donc pas lui être appliqué. Elle se situe aussi à environ 1 800 km de la plus proche des stations de référence (Ourossogui) et à 2 000 km ou plus des sept autres.
La valeur PVGIS est brute, sans aucune correction. La mesure Masen est à obtenir.
Vue d’ensemble : DNI mesuré selon la latitude
Sources : rapports de mesure EEEOA / Banque mondiale (Tier 1 ±2 %, Tier 2 ±4 %), données IFC recalculées par le Collectif (Touba, Fatick, Kahone), PVGIS-SARAH3 (Commission européenne, JRC), Solargis (Atlas solaire mondial, Banque mondiale). Méthode stricte : seuls les mois mesurés à 99,5 % ou plus, présents dans les deux années, sont comparés ; les mêmes mois sont retirés de PVGIS. Calcul : Collectif ARTICLE 25. Ordres de grandeur à confirmer par une campagne Tier 1.
Données Solargis : « Global Solar Atlas 2.0, une application gratuite sur le Web développée et exploitée par la société Solargis s.r.o. pour le compte du Groupe de la Banque mondiale, en utilisant les données Solargis, avec un financement fourni par le Programme d’assistance à la gestion du secteur de l’énergie (ESMAP). Pour plus d’informations : https://globalsolaratlas.info » (licence CC BY 4.0). Ni Solargis ni le Groupe de la Banque mondiale ne sont associés à ce travail ni ne l’ont approuvé ; ces valeurs sont indicatives et ne doivent pas servir à des engagements financiers.