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ACRONYMES ET ABRÉVIATIONS

AG Assemblée générale AO Appel d’offres ASER Agence sénégalaise d’électrification rurale CIF Cellule information et formation CJ Cellule juridique CRSE Commission de régulation du secteur de l’électricité DAF Direction administrative et financière DAO Dossier d’appel d’offres DG Direction générale DT Direction technique ER Electrification rurale ERIL Electrification rurale d’initiative locale GdS Gouvernement du Sénégal MEMI Ministère de l’énergie, des mines et de l’industrie MOD Maîtrise d’ouvrage déléguée ONG Organisation non gouvernementale PASER Plan d’action sénégalais d’électrification rurale PPER Programme prioritaire d’électrification rurale SENELEC Société nationale d’électricité SIG Système d’information géographique

BT Basse tension ER Electrification rurale ERD Electrification rurale décentralisée HT Haute tension MT Moyenne tension PV Photovoltaïque TBT Très basse tension Wc Watt-crête

Manuel des procédures Volume 2 - Page ii

Agence sénégalaise d’électrification rurale

SOMMAIRE ACRONYMES ET ABRÉVIATIONS................................................................................................i SOMMAIRE...................................................................................................................................... ii AVANT PROPOS .............................................................................................................................vi 1. MINIMA TECHNIQUES POUR LES RÉSEAUX BT ALIMENTÉS A PARTIR DU RÉSEAU

MT .........................................................................................................................................1 Définitions .............................................................................................................................1

Services ....................................................................................................................1 Eléments constitutifs du réseau BT alimenté par antenne MT ................................1

Conditions climatiques de référence......................................................................................2 Température ambiante ..............................................................................................2 Humidité relative ......................................................................................................2 Vitesse de vent..........................................................................................................2 Autres conditions......................................................................................................2

Antenne et dérivation moyenne tension ................................................................................3 Caractéristiques générales ........................................................................................3 Configuration ...........................................................................................................3 Tension de service ....................................................................................................3 Poteaux 4 Accessoires haut de poteau.......................................................................................6 Conducteurs..............................................................................................................6 Postes de transformation MT/BT .............................................................................7 Raccordement au réseau SENELEC.........................................................................8 Protections ................................................................................................................8 Comptage de l’énergie MT.......................................................................................9

Réseau de distribution basse tension ...................................................................................10 Structure des réseaux BT types ..............................................................................10 Poteaux 11 Spécifications particulières pour les réseaux BT enterrés ......................................11 Conducteurs............................................................................................................12 Accessoires haut de poteau.....................................................................................13 Protections ..............................................................................................................13

Branchements BASSE TENSION.......................................................................................14 Description .............................................................................................................14 Contrôle de la consommation .................................................................................15

Eclairage public ...................................................................................................................15 Description .............................................................................................................15 Spécifications .........................................................................................................16

Prévision de la demande et dimensionnement.....................................................................16 Données de base .....................................................................................................16 Evaluation de la demande en électricité et dimensionnement ................................17

Maintenance, dépannage et supervision des opérateur locaux ............................................17 Programme de maintenance préventive..................................................................17

Manuel des procédures Volume 2 - Page iii


Procédures de dépannage .......................................................................................17 Formation des opérateurs locaux............................................................................18 Moyens 18

Garanties..............................................................................................................................18 Garantie décennale .................................................................................................18 Application des garanties .......................................................................................18

2. MINIMA TECHNIQUES POUR LES RÉSEAUX BT ALIMENTÉS PAR GROUPES

ELECTROGÈNES ..............................................................................................................20 Définitions ...........................................................................................................................20

Réseau BT autonome..............................................................................................20 Eléments constitutifs du réseau BT autonome .......................................................20

Conditions climatiques de référence....................................................................................21 Température ambiante ............................................................................................21 Humidité relative ....................................................................................................21 Vitesse de vent........................................................................................................21 Autres conditions....................................................................................................21

Groupe électrogène et équipements annexes de production................................................22 Caractéristiques générales .....................................................................................22 Caractéristiques du moteur thermique....................................................................22 Caractéristiques de l’alternateur .............................................................................23 Protections mécaniques ..........................................................................................24 Protections électriques............................................................................................24 Equipements annexes ............................................................................................24

Réseau de distribution basse tension ...................................................................................26 Structure des réseaux BT types ..............................................................................26 Poteaux 27 Spécifications particulières pour les réseaux BT enterrés ......................................29 Conducteurs............................................................................................................29 Accessoires haut de poteau.....................................................................................30 Protections (cas général).........................................................................................30 Protections (cas particulier des mini-réseaux)........................................................32

Branchements BASSE TENSION.......................................................................................33 Description .............................................................................................................33 Contrôle de la consommation .................................................................................33

Eclairage public ...................................................................................................................34 Description .............................................................................................................34 Spécifications .........................................................................................................34

Prévision de la demande et dimensionnement.....................................................................34 Données de base .....................................................................................................34 Evaluation de la demande en électricité et dimensionnement ................................35

Maintenance et dépannage...................................................................................................35 Programme de maintenance préventive..................................................................35 Procédures de dépannage .......................................................................................36 Formation des opérateurs locaux............................................................................36

Garanties..............................................................................................................................36 Durées 36 Application des garanties .......................................................................................37

Manuel des procédures Volume 2 - Page iv


3. ETUDES D’EXECUTION DES RESEAUX MT/BT ........................................... 38

4. SYSTÈMES PHOTOVOLTAÏQUES FAMILIAUX ..................................................................38 Définitions ...........................................................................................................................38

Système photovoltaïque familial (SPF)..................................................................38 Eléments constitutifs du système PV familial ........................................................38

Conditions climatiques de référence....................................................................................38 Irradiation globale horizontale ...............................................................................38 Température ambiante ............................................................................................38 Humidité relative ....................................................................................................38 Vitesse de vent........................................................................................................39 Autres conditions....................................................................................................39

Modules photovoltaïques.....................................................................................................39 Certification ...........................................................................................................39 Caractéristiques mécaniques ..................................................................................39 Caractéristiques électriques ....................................................................................40

Supports de modules............................................................................................................40 Type de supports ....................................................................................................40 Caractéristiques techniques ....................................................................................41

Régulateurs de charge..........................................................................................................42 Type de régulateurs ................................................................................................42 Caractéristiques techniques ...................................................................................42

Batteries de stockage ...........................................................................................................44 Type de batterie ......................................................................................................44 Caractéristiques techniques ....................................................................................45

Appareils d’usage et accessoires .........................................................................................46 Types d’appareils....................................................................................................46 Lampes fluorescentes .............................................................................................47 Appareils et accessoires optionnels ........................................................................49

Conducteurs.........................................................................................................................50 Types de conducteurs .............................................................................................50 Caractéristiques techniques ....................................................................................50

Dimensionnement et performances du système ..................................................................51 Indicateurs de performances...................................................................................51 Critères de performances ........................................................................................51

Service après-vente..............................................................................................................52 Formation et information des usagers ....................................................................52 SAV de proximité...................................................................................................52 Garanties.................................................................................................................53

4. RÈGLES ENVIRONNEMENTALES..........................................................................................54

Risques environnementaux liés a la production d’électricité décentralisée.........................55 Antenne MT et réseau BT ......................................................................................55 Groupes électrogènes..............................................................................................55 Systèmes solaires PV individuels ...........................................................................56 Options techniques alternatives ..............................................................................56

Mesures de gestion environnementale : recommandations et obligations...........................57 Conditions de la collecte et du recyclage des produits usés ...................................59

Manuel des procédures Volume 2 - Page v


Suivi et contrôle...................................................................................................................60

Manuel des procédures Volume 2 - Page vi


AVANT PROPOS

Ce document présente : - les spécifications techniques minima applicables aux trois options de base retenues pour l’électrification rurale au Sénégal (extension du réseau MT, mini-réseau BT alimenté par groupe(s) électrogène(s), systèmes solaires photovoltaïques); - les règles environnementales applicables à chacune de ces options.

Manuel des procédures Volume 2 - Page 1


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Définitions Services 1.1 Un système réseau BT/antenne MT permet de distribuer du courant alternatif 220 /380 V pour des services électriques couvrant les besoins domestiques, communautaires et productifs au niveau d’une localité ou d’un groupe de localités isolées, à partir d’une source de moyenne tension (MT) permanente. 1.2 Les besoins couverts sont : Χ les besoins domestiques comprennent principalement l’éclairage et l’audiovisuel; Χ les besoins communautaires sont de même nature que les besoins domestiques pour le

domaine de la santé et de l’éducation, et incluent également l’éclairage public et l’approvisionnement en eau potable (pompage);

Χ les besoins productifs concernent toutes les applications liées au commerce, à l’artisanat, à l’agriculture: éclairage, froid, entraînement de moteurs, petits postes de soudure, etc.

1.3 La distribution électrique est continue. 1.4 Les présentes spécifications concernent le cas où la source alimentant l’antenne MT est le réseau MT interconnecté de la SENELEC. Eléments constitutifs du réseau BT alimenté par antenne MT 1.5 Les éléments constitutifs d’un réseau BT alimenté par antenne MT comprennent obligatoirement : Χ pour l’antenne MT: nœud de raccordement au réseau SENELEC, dispositifs de protection

du réseau, dispositifs de sectionnement, transformateurs MT/BT, poteaux, armements, accessoires de jumelage de contrefichage et haubanage de poteaux, conducteurs.

Χ pour la distribution BT : poteaux, , armements, accessoires de jumelage de contrefichage et haubanage de poteaux, conducteurs,lanternes d’éclairage public, dispositifs de protection du réseau.

Χ pour les branchements BT: accessoires de connexion au réseau de distribution, dispositifs de protection des personnes, dispositifs de gestion des consommations électriques, appareils d’usage.



Conditions climatiques de référence Température ambiante 1.6 La température ambiante maximale d’utilisation des systèmes est de 48°C. 1.7 La température ambiante minimale d’utilisation des systèmes est de 10°C. 1.8 La température ambiante de référence pour l’expression des performances et services rendus par les systèmes est de 35°C. Humidité relative 1.9 L’humidité relative minimum d’utilisation des systèmes est de 15% 1.10 L’humidité relative maximum d’utilisation des systèmes est de 90% 1.11 Les valeurs ci-dessus s’entendent sans condensation. Vitesse de vent 1.12 La vitesse de vent maximale de référence est de 100 km/h. 1.13 Les contraintes à prendre en compte pour le calcul des supports sont les suivantes: Χ la valeur de l’effort à considérer est celui qui résulte de la plus défavorable des 2

hypothèses HA et HB suivantes: HA={Température = 30°C, Pression du vent = 400 daN} et HB={Température = 10°C, Pression du vent = 180 daN}

Χ présence d’un interrupteur aérien de type I en haut de poteau : + 200 daN supplémentaires Χ présence d’un interrupteur aérien de type II en haut de poteau : + 300 daN supplémentaires Autres conditions 1.14 Des conditions spécifiques d’agression marine (vents salins) doivent être prises en compte pour tous les systèmes susceptibles d’être installés dans les régions côtières du Sénégal. 1.15 Les vents de sable sont fréquents, et l’air peut être très chargé en poussière, particulièrement durant la saison sèche qui s’étend de Novembre à Juin. 1.16 En saison des pluies, les orages peuvent être violents et le risque de foudre est élevé.



Antenne et dérivation moyenne tension Caractéristiques générales 1.17 L’antenne MT est une ligne électrique prenant sa source sur le réseau MT interconnecté de la SENELEC et alimentant de long en long des localités rurales situées sur une distance de quelques dizaines de km. 1.18 L’antenne MT peut inclure des dérivations secondaires MT d’une longueur de quelques km pour la desserte de chaque localité, et aboutissant à un transformateur MT/BT. 1.19 De manière générale, la conception de l’antenne MT et le dimensionnement de ses composants ne doivent pas reposer sur l’application systématique des standards techniques conventionnels, mais sur une analyse pertinente de la demande électrique à court, moyen et long terme spécifiquement ciblée sur la zone d’implantation de cette ligne, en vue d’optimiser le coût de cycle de vie des composants. Configuration 1.20 La configuration actuelle du réseau de transport de SENELEC est type triphasé à 3 conducteurs, le neutre n’étant pas distribué; dans ces conditions, l’antenne MT peut adopter l’une des configuration suivantes: Χ ligne triphasée à 3 conducteurs et neutre non distribué, Χ ligne biphasée à 2 conducteurs, Χ ligne monofilaire avec retour à la terre (système SWER). 1.21 Dans le cas où le réseau de transport SENELEC évoluerait vers une configuration triphasée à 4 conducteurs et à neutre distribué, l’antenne MT pourra alors également adopter la configuration monophasée (phase + neutre) 1.22 Les dérivations MT biphasées ou monophasées peuvent être de type : Χ non transformable (en triphasé) si l’augmentation des charges au delà de la capacité

actuelle de la dérivation est peu probable sur son cycle de vie, Χ transformable dans le cas contraire. 1.23 Une dérivation MT monofilaire ne doit pas supporter une charge totale supérieure à 250 kW. Tension de service 1.24 La tension de distribution du réseau SENELEC est de 30 kV ou 6,6 kV; dans ces conditions, les tensions de service d’une antenne MT directement raccordée au réseau SENELEC peuvent être les suivantes : Χ pour une antenne biphasée: 30 kV ou 6,6 kV (tension composée de la ligne triphasée), Χ pour une antenne monophasée: 17.3 kV ou 3.8 kV (tension simple).



1.25 L’emploi de tensions de distribution intermédiaires au moyen de transformateurs MT appropriés reste possible, soit directement au niveau du poste de raccordement au réseau SENELEC, soit au départ des dérivations secondaires vers les localités desservies. Poteaux Type et marquage 1.26 Les matériaux constitutifs des poteaux peuvent être : Χ le bois, Χ l’acier , Χ le béton armé ou le béton précontraint. 1.27 Les poteaux peuvent être de différents types : Χ simple, Χ jumelés, Χ contrefichés, Χ haubanés. 1.28 Tout poteau doit être pourvu d’une plaque signalétique mentionnant les informations suivantes : Χ nom du fabricant, Χ modèle ou type du poteau, Χ millésime de l’année de fabrication, Χ hauteur du poteau (en m) , Χ effort nominal, Χ centre de gravité (pour les poteaux béton). Traitements de protection

1.29 Poteaux bois : Χ les poteaux en bois doivent être protégés par traitement chimique contre les attaques

d’insectes et les agressions naturelles. Χ les procédés actuellement reconnus (cf. tableau ci-dessous) sont relatifs aux poteaux

créosotés; le procédé d’imprégnation utilisé doit figurer sur la plaque signalétique du poteau par sa lettre de référence.

Lettre de référence

Intitulé du procédé



V Bréant-Béthel

E Estrade intégral B Boucherie

S Séchage et fendillement



R Rüping

Χ si dans le cas du procédé Bréant-Béthel une imprégnation avec une solution de sels métalliques est mise en oeuvre, la nature du sel employé doit être précisée par une deuxième lettre.

Χ la liste des procédés de protection est susceptible d’élargissement; dans l’attente, tout autre procédé de traitement doit faire l’objet d’un avis préalable de l’ASER .

1.30 Poteaux acier : Χ les poteaux en acier doivent être protégés contre la corrosion par galvanisation d’épaisseur

minimale 3 µm ou peinture antirouille en 2 couches. Χ ils ne doivent pas être utilisés en environnement salin (zones maritimes). 1.31 Une information détaillée et certifiée doit être fournie sur les procédures de contrôle de qualité appliquées tout au long de la chaîne de fabrication. Dimensions et portées 1.32 La hauteur de poteau, sa circonférence, l’écartement et la portée des conducteurs entre poteaux sont des grandeurs liées qui doivent être calculées en fonction : Χ du nombre et de la section des conducteurs, Χ de l’encombrement et de la géométrie des armements haut de poteau , Χ des conditions environnementales de référence: vent, etc. Χ des conditions particulières du site: conditions de sol, obstacles et pentes, corrosion, etc. 1.33 Les minima suivants sont cependant d’application: Χ la distance minimum au sol du conducteur de phase placé le plus bas est de 6 mètres dans

des zones accessibles aux véhicules, et de 4 mètres dans des zones seulement accessibles aux piétons;

Χ la portée de conducteurs entre 2 poteaux ne doit pas dépasser 130 mètres ; Χ le poteau doit être enfoui à une profondeur minimum égale à 1/10ème de la hauteur + 0,5 m; Χ le réglage des conducteurs doit être déterminé de manière qu’aux conditions limites de

vent, le facteur de sécurité par rapport à la rupture du support soit au moins égal à 3; Χ en terrain découvert hors agglomération, le couloir de passage de l’antenne MT ou d’une

dérivation doit être dégagé sur une largeur minimum de 6 mètres; Χ en agglomération, l’antenne MT un dégagement minimum de 2 mètres doit être aménagé

de part et d’autre des conducteurs. Mise en œuvre des poteaux 1.34 Les procédures de mise en œuvre des poteaux doivent être précisément décrites en fonction : Χ du type de poteau: bois, acier, béton Χ de sa fonction: poteau d’alignement, poteau d’angle, poteau d’ancrage, poteau d’arrêt



Χ de la nature du sol. 1.35 Si l’utilisation de poteaux bois est prévue dans des zones à végétation naturelle basse abondante et présentant un risque élevé de feu de brousse, le programme d’entretien du couloir de passage doit être parfaitement identifié et son exécution garantie. Accessoires haut de poteau 1.36 Tous les accessoires utilisés pour les assemblages de haut de poteau doivent être homologués suivant les normes en vigueur. 1.37 Chaque chaîne de suspension ou d’ancrage doit faire l’objet d’un schéma et d’une nomenclature exhaustive de tous ses éléments, chaque élément étant identifié par son fabricant, son modèle et son numéro de référence. Sont en particulier concernés : Χ les armements d’alignement ou d’ancrage, Χ les isolateurs à broches, rigides ou suspendus Χ les éclateurs Χ les étriers Χ les pinces d’ancrage ou de suspension Χ les manchons à comprimer Χ les chaînes d’isolateur Χ les rotules et ball rocket Χ les plate-formes de montage de transformateur sur poteau Χ les supports d’interrupteurs aériens. 1.38 L’emploi d’isolateurs rigides, lorsque ce choix est techniquement possible, est préconisé. Conducteurs Types 1.39 Les conducteurs de l’antenne MT et de ses dérivations doivent être : Χ de type nu, Χ en aluminium ou alliage d’aluminium . 1.40 Toutefois, en environnement salin (zones maritimes) où l’utilisation d’aluminium peut conduire à des problèmes de corrosion prématurée, d’autres matériaux tels que le cuivre ou les alliages de cuivre peuvent être prévus. Sections 1.41 Le choix de la section de conducteur, pour une tension de service donnée, doit être effectué : Χ sur la base d’une analyse détaillée de la demande électrique à moyen terme (cf. ci-après),



Χ en fonction des contraintes techniques: résistance mécanique, chutes de tension admissibles, intensité maximale admissible dans le conducteur,tenue en court circuit

Χ dans le but d’optimiser le coût de cycle de vie du conducteur. 1.42 La chute de tension maximale sur l’antenne MT, évaluée d’après le moment de charge Mv=kW.km retenu pour le dimensionnement des conducteurs, doit cependant être inférieure à 7,5% de la tension nominale. 1.43 Dans un souci de standardisation, il est préconisé que le nombre de sections différentes soit limité à 3 de préferrable dans un rapport de section de 1, 2 et 4 à partir de la plus petite section. Postes de transformation MT/BT Caractéristiques générales 1.44 Les transformateurs mis en œuvre doivent présenter les caractéristiques générales suivantes : Χ type monophasé ou triphasé Χ système de refroidissement par air ou par huile. 1.45 Les transformateurs doivent être homologués suivant les normes en vigueur. 1.46 En vue d’optimiser le coût de cycle de vie des transformateurs, les dispositions suivantes sont d’application : Χ la puissance des transformateurs doit être déterminée au cas par cas en fonction de la

charge en fonction de la charge à supporter par chaque unité; elle peut aller de 1 à 50 kVA; Χ le recours à des transformateurs monophasés est préconisée ; si une distribution de courant

triphasé est nécessaire, la solution de couplage de 3 transformateurs monophasés doit être comparée à l’emploi d’un transformateur triphasé;

Χ la réduction des pertes fer doit être systématiquement recherchée, notamment par le recours à des technologies de transformateur à haut rendement(ex: noyau amorphe). Dans tous les cas, les pertes fer et les pertes par enroulements des transformateurs mono- et bi-phasés utilisés doivent satisfaire aux minima donnés dans le tableau ci-après :

Puissance assignée (kVA)

Pertes

fer (W)

Pertes

enroulements (W)

Puissance assignée (kVA)

Pertes

fer (W)

Pertes

enroulements (W)

3 35

95

15

70

275 5 40

130

25

95

450

10

55

200

50

150

800

Marquage 1.47 Tout transformateur doit être pourvu d’une plaque signalétique mentionnant les informations suivantes :



Χ nom du fabricant, Χ modèle ou type du transformateur, Χ numéro de série, Χ puissance nominale en kVA, Χ capacité de surcharge , Χ millésime de l’année de fabrication. Implantation 1.48 Jusqu’à une puissance de 150 kW, les transformateurs doivent être montés en haut de poteau. Au delà de cette limite, les transformateurs doivent être posés au sol, sur un socle en béton armé, à l’intérieur d’une enceinte inaccessible au public. 1.49 Les transformateurs doivent être placés le plus près possible du centre du réseau BT afin de réduire les chutes de tension au maximum possible. Raccordement au réseau SENELEC 1.50 Le dispositif de raccordement au réseau de SENELEC doit réalisé conformément aux prescriptions définies par la SENELEC et approuvé par ses services compétents. Il en est de même du nœud de raccordement . Protections Foudre 1.51 La protection contre les surtensions d’origine atmosphérique doit être assurée en tous les points requis de l’antenne MT par des parafoudres ou des éclateurs. 1.52 Lorsque cette protection est assurée par des éclateurs, la résistance de la terre des masses ne doit pas excéder 30 ohms et le matériel BT doit supporter 10 kV à 50 hz et 20 kV au choc. 1.53 Si pour des raisons techniques ou économiques il n’est pas possible d'obtenir économiquement une résistance de terre des masses inférieure à 30 ohms, une alternative autorisée est de recourir à des parafoudres à résistance variable qui écouleront le courant de choc avec coupure automatique du courant. Protection thermique 1.54 La protection contre les surintensités résultant de surcharges et de courts-circuits doit être assurée sur le secondaire de chaque transformateur MT/BT par des disjoncteurs magnéto-thermiques de calibre adéquat. 1.55 Les caractéristiques des déclencheurs thermiques doivent être déterminées en fonction de la courbe de surcharge admissible des transformateurs afin d'éviter l'avarie des transformateurs par suite de défaut sur le réseau BT.



1.56 Les dérivations MT doivent être protégées par des interrupteurs aériens avec ouverture automatique ou par des sectionneurs à fusible placés à l'origine des dérivations. Spécifications particulières pour les réseaux monofilaires avec retour par la terre 1.57 Dans le cas des dérivations monofilaires avec retour par la terre, les minima suivants sont d’application : Χ les mises à la terre aux extrémités des dérivations ne doivent pas dépasser 3 ohms; Χ les mises à la terre de chaque transformateur MT/BT monophasé ne doivent pas excéder 10

ohms quelque soit la période de l'année; Χ les descentes de mise à la terre doivent être soigneusement protégées et de préférence

doublées; Χ la valeur des impédance des terres, qui peut se dégrader dans le temps, doit être

périodiquement contrôlée. Comptage de l’énergie MT 1.58 Un dispositif de comptage de l’énergie électrique en MT doit être prévu au point de l’entrée de l’antenne MT qui représente le point de livraison de SENELEC. 1.59 Le dispositif de comptage doit être constitué des éléments minima suivants : Χ transformateur(s) de courant de classe 0.5, de précision 15 VA, et d’un calibre approprié Χ transformateur(s) de tension de classe 0.5, de précision 15 VA, et d’un rapport de tension

approprié Χ un compteur d'énergie active à double ou triple tarif Χ un indicateur de maximum Χ une horloge de commande des changements de tarifs Χ un enregistreur de puissance réactive si la puissance souscrite est supérieure à une

puissance à définir. 1.60 L’installation du dispositif de comptage doit respecter les points suivants : Χ les appareils doivent être placés en tableau à l’intérieur d’une cabine fermée non accessible

au public les mettant à l'abri des chocs, de l'humidité, des températures excessives, des poussières et des vapeurs corrosives;

Χ un espace libre d'au moins 1 m par rapport au point le plus saillant des appareils doit être réservé sur le devant du tableau à l’intérieur de la cabine; les indications de tous les appareils doivent être facilement lisibles depuis le devant du tableau;

Χ les transformateurs de tension doivent être placés en amont du moyen de coupure manoeuvrable;

Χ les transformateurs de courant doivent être placés immédiatement en aval de la protection de l’antenne MT;

Χ les transformateurs de mesure doivent être aisément accessibles en vue de leur vérification et de leur remplacement éventuel;

Χ le tableau de comptage doit être situé le plus près possible des transformateurs de mesure.



1.61 Les transformateurs de mesure doivent être périodiquement vérifiés par un organisme agréé.



Réseau de distribution basse tension Structure des réseaux BT types 1.62 Un réseau BT est constitué des éléments suivants : Χ un tableau de distribution situé à la sortie du transformateur MT/BT, Χ un ou plusieurs départs BT, Χ une distribution électrique par câbles aériens ou enterrés, Χ des coffrets divisionnaires, Χ des branchements desservant les usagers. 1.63 Les différentes configurations possibles sont les suivantes : Χ tension monophasée ou triphasée, Χ distribution par câbles aériens ou enterrés. 1.64 La configuration préconisée est la distribution monophasée ou triphasée par câbles aériens. 1.65 La possibilité d’adopter une autre configuration reste ouverte, si elle a fait l’objet d’une étude comparative par rapport à la configuration de référence. 1.66 La structure des réseaux BT est arborescente. Poteaux Type et marquage 1.67 Les spécifications relatives au type et marquage sont identiques à celle des poteaux pour antennes et dérivations MT. Traitements de protection 1.68 Les spécifications relatives aux traitements de protection des poteaux sont identiques à celle des poteaux pour antennes et dérivations MT. Dimensions et portées 1.69 La hauteur de poteau, sa section ainsi que la portée des conducteurs entre poteaux sont des grandeurs liées qui doivent être calculées en fonction : Χ du nombre et de la section des conducteurs Χ de l’encombrement et de la géométrie des accessoires haut de poteau Χ des conditions environnementalesde référence: vent, etc. Χ des conditions particulière du site: conditions de sol, obstacles et pentes, corrosion, etc. 1.70 Les minima suivants sont cependant d’application :



Χ la distance minimum au sol du conducteur de phase placé le plus bas doit être de 4 mètres ; Χ le poteau doit être enfoui à une profondeur minimum égale à 1/10ème de la hauteur + 0,5 m; Χ le réglage des conducteurs doit être déterminé de manière qu’aux conditions limites de

vent, le facteur de sécurité par rapport à la rupture du support soit au moins égal à 3. Mise en œuvre des poteaux 1.71 Les spécifications relatives à la mise en œuvre des poteaux sont identiques à celle des poteaux pour antennes et dérivations MT. Spécifications particulières pour les réseaux BT enterrés 1.72 Les réseaux BT enterrés doivent être conçus pour les conditions suivantes : Χ tension de service 1000 V, Χ tension spécifiée de 0.6/1kV, Χ résistivité thermique du câble de 100°C.cm/W. 1.73 La pose des câbles enterrés doit respecter les dispositions suivantes : Χ profondeur de tranchée de 0.60 m au minimum, Χ dégagement du fonds de fouille pour ôter les corps susceptibles de détériorer les câbles, Χ dépôt d’une couche de sable en fond de tranchée sur une épaisseur de 0,10 m avant pose

des câbles, puis du remblai tamisé sur une hauteur de 0,20 m minimum, Χ pose d’un grillage avertisseur à 0,20 m minimum au dessus des câbles, Χ tous les accessoires installés en souterrain doivent être placés sous regard en béton armé de

dimension appropriées. Conducteurs Types 1.74 Les conducteurs pour distribution aérienne doivent satisfaire les critères suivants: Χ le câble doit être isolé, la gaine de protection étant résistante aux UV Χ le conducteur doit être en aluminium ou en alliage d'aluminium Χ les faisceaux sont de type tendus sur poteaux. 1.75 Les conducteurs pour distribution souterraine doivent satisfaire les critères suivants : Χ le câble doit être isolé et sa gaine de protection soit en polyéthylène réticulé, soit armée, Χ le conducteur doit être en aluminium ou en alliage d'aluminium. 1.76 L’utilisation de câbles nus ou d’autres matériaux constitutifs (cuivre) pour la distribution BT est soumise à l’avis préalable de l’ASER. Sections



1.77 Le choix de la section de conducteur, pour une tension de service donnée, doit être effectué : Χ sur la base de la prévision de la demande électrique à moyen terme (cf. ci-après), Χ en fonction des contraintes techniques: résistance mécanique, chutes de tension

admissibles, intensité maximale admissible dans le conducteur,tenue en court-circuit Χ en recherchant le meilleur compromis entre le coût du conducteur et celui des pertes

engendrées tout au long du cycle de vie du conducteur. 1.78 Les minima suivants sont cependant d’application : Χ sur un réseau BT aérien la chute de tension entre le départ cabine du GE et tout point du

réseau BT, évaluée pour la puissance de pointe, doit être inférieure à 11% de la tension nominale;

Χ sur un réseau BT souterrain, la chute de tension entre le départ cabine du GE et tout point ; Χ du réseau BT, évaluée pour la puissance de pointe, doit être inférieure à 5% de la tension

nominale. Accessoires haut de poteau 1.79 Tous les accessoires utilisés pour les assemblages de haut de poteau doivent être homologués suivant les normes en vigueur. 1.80 Les conducteurs de distribution BT isolés en faisceau tendu doivent être fixés sur le poteau à l'aide de l’un des ensembles suivants : Χ ensemble de suspension, Χ ensemble d'ancrage simple, Χ ensemble d'ancrage double. 1.81 Chaque ensemble d’ancrage ou de suspension doit faire l’objet d’un schéma et d’une nomenclature exhaustive de tous ses éléments, chaque élément étant identifié par son fabricant, son modèle et son numéro de référence. Protections 1.82 Le système de protection doit faire l’objet d’une description détaillée et obligatoire des dispositifs techniques prévus concernant : Χ le régime de neutre Χ la protection des personnes contre les contacts directs et indirects Χ la protection contre les surintensités et les courts-circuits Χ la protection contre les surtensions d’origine atmosphérique. 1.83 Les dispositions ci-après concernent le régime de neutre préconisé et les dispositifs de protection associés; d’autres régimes de neutre peuvent néanmoins être prévus, sous réserve qu’il soit démontré que les protections mentionnées ci-dessus sont efficacement assurées.



Régime de neutre 1.84 Le régime de neutre préconisé est de type TT pour les distribution collectives; dans ce régime, les dispositions suivantes sont d’application : Χ le neutre BT du transformateur MT/BT est mis à la terre, Χ les masses des appareils sont également mises à la terre, Χ toutes les masses des matériels électriques protégés par un dispositif de protection doivent

être interconnectées et reliées par un conducteur de protection à une même prise de terre, Χ à l'origine de toute l'installation et à chaque départ principal, tous les conducteurs actifs y

compris le neutre sont sectionnés. 1.85 Le régime de neutre préconisé permet d’assurer : Χ la coupure de l'alimentation au premier défaut, Χ la coupure de l'alimentation par des dispositifs différentiels, Χ la limitation de la coupure au circuit en défaut par l'emploi des différentiels sélectifs. 1.86 Si, dans le régime de neutre TT, il est envisagé d’alimenter un gros consommateur directement à travers son propre poste MT/BT, ce dernier a la possibilité de choisir entre les trois régimes de neutre existants, en tenant compte : Χ des caractéristiques de son réseau intérieur, Χ des récepteurs à alimenter, Χ des exigences de continuité de service. 1.87 La coexistence dans une même installation des différents régimes de neutre est admise sous réserve de l'adoption des solutions techniques suivantes : Χ utilisation de transformateurs de séparation des circuits, Χ traitement des circuits terminaux du régime TN selon le régime TT en vue de la résolution

des problèmes de sélectivité des protections. Protections 1.88 Pour le régime de neutre TT préconisé, les dispositions de protection suivants sont d’application : Χ la protection des personnes contre les contacts directs et indirects doit être assurée par un

dispositif à courant différentiel résiduel (en abrégé DR); Χ la protection par DR peut être individuelle (sur chaque branchement) ou collective (par ex.

sur chaque départ principal BT); Χ des dispositifs de protection contre les surintensités et courts-circuits par disjoncteurs

thermiques et magnéto-thermiques viennent compléter l’installation là où ils apparaissent nécessaires.

1.89 En sélectivité horizontale, un DR est disposé sur chaque dérivation; il n’y a pas de DR en tête de réseau.



1.90 En sélectivité verticale, les DR sont placés à différents niveaux de l'installation en appliquant les règles suivantes : Χ le courant nominal du DR placé en amont est au moins le double de celui placé en aval, Χ le rapport entre le temps limite tND du DR placé en amont et la temporisation tFT du DR

placé en aval est au moins de 1.2.

Branchements BASSE TENSION Description 1.91 Les branchements basse tension ont pour objet d'amener le courant du réseau chez les abonnés, à l'intérieur des habitations. 1.92 Chaque type de branchement (il peut y en avoir plusieurs types en fonction du calibre de puissance) doit faire l’objet d’un schéma et d’une nomenclature exhaustive de ses éléments, chaque élément étant identifié par son fabricant, son modèle et son numéro de référence. Sont en particulier concernés : Χ connecteur Χ câble de descente Χ potelet Χ pinces d’ancrage Χ appareils de protection (cf. ' « Protections» ) Χ appareils de contrôle de la consommation (compteur, limiteur de courant, capacités de

correction du facteur de puissance) Χ coffrets divisionnaires. 1.93 Pour un réseau aérien, les critères suivants sont d’application : Χ le câble de descente doit être du type isolé, Χ le branchement doit être du type tendu, Contrôle de la consommation 1.94 Le contrôle de la consommation de l’abonné est défini en fonction du système de tarification de l’électricité. Les solutions techniques possibles sont les suivantes : Χ compteurs de kWh (simples, à prépaiement, etc.); Χ limiteurs de puissance (thermique, magnétique, électronique); Χ d’autres solutions techniques peuvent être envisagées mais doivent être soumises à l’avis

préalable de l’ASER. 1.95 Des dispositions spécifiques doivent être prises pour mesurer et le cas échéant corriger le facteur de puissance, qui est susceptible de dégradation sensible notamment avec l’utilisation massive d’éclairage fluorescent.



1.96 Une description technique détaillée du système retenu pour le contrôle de la consommation et des mesures prévues pour le contrôle et la correction du facteur de puissance doivent être présentées

Eclairage public Description 1.97 L’éclairage public (en abrégé EP) doit être techniquement possible dans la conception du réseau BT, mais sa réalisation pratique n’est forcément pas systématique: ceci relève du cahier des clauses particulières de l’opérateur. Spécifications 1.98 Les spécifications suivantes relèvent également du cahier des clauses particulières de l’opérateur: Χ l’alimentation de l’EP par conducteur séparé, Χ le nombre de points d’EP et leur répartition dans la localité, Χ les horaires et la durée journalière d’EP, Χ le type de point lumineux (sodium, fluorescent, halogène, etc.) lié au niveau d’éclairage

souhaité. 1.99 Les solutions techniques prévues pour l’EP doivent faire l’objet d’une description détaillée précisant notamment : Χ le type de lampe, Χ le degré d’étanchéité IP de l’enveloppe, Χ la hauteur d’installation et la puissance lumineuse au sol, Χ les appareils de contrôle (horloge) et de coupure.

Prévision de la demande et dimensionnement Données de base 1.100 Tout projet soumis à l’ASER doit obligatoirement être accompagné d’une analyse de la demande en électricité spécifiquement menée pour la zone dans laquelle les investissements doivent être réalisés reposant sur : Χ des données de base collectées sur le terrain, Χ un ou plusieurs scénarios d’évaluation de la demande en électricité. 1.101 Les documents et données de base suivantes doivent être constitués ou collectés sur le terrain :



Χ plan au 1/5000ème de chaque localité desservie, avec positionnement au GPS de tous les points de livraison potentiels publics et privés et tracé prévisionnel du réseau électrique BT;

Χ plan au 1/50000ème de la zone de desserte de l’antenne MT, avec positionnement de toutes les localités desservies et tracé prévisionnel de l’antenne MT et des dérivations;

Χ recensement et positionnement des stations de pompage motorisées pour l’approvisionnement en eau potable situées dans la zone de desserte de l’antenne MT;

Χ évaluation de la population de chaque localité desservies en se basant sur des enquêtes récentes menées dans la zone ou à défaut sur le dernier recensement disponible (1988);

Χ statistiques de consommation de localités rurales similaires déjà électrifiées. Evaluation de la demande en électricité et dimensionnement 1.102 Le dimensionnement des réseaux MT et BT doit reposer sur une évaluation réaliste de la demande en électricité établie à partir : Χ d'une analyse statistique et d’une modélisation de la consommation d'électricité des

localités électrifiées situés dans la même région; Χ d’enquêtes menées auprès des futurs usagers; Χ d’une identification précise des besoins communautaires et productifs (artisanat,

production agricole, élevage); Χ d’hypothèses réalistes de consommation individuelle: fourchette de 90 à 500 kWh annuels

par abonné, puissance coïncidente de pointe inférieure à 250 W par abonné. 1.103 La maîtrise de la demande en électricité constitue une partie intégrante de tout projet d’électrification rurale. A cet effet, les composantes suivantes doivent obligatoirement être prévues et précisément détaillées au niveau de l’offre faite aux abonnés : Χ économie d’énergie, notamment par le recours massif à l’éclairage fluorescent, Χ maîtrise de la puissance appelée, par exemple à travers une segmentation adaptée des

calibres de puissance pouvant descendre jusqu’à 25 W par abonné (2 points lumineux ) ; Χ lissage de la courbe de puissance par une répartition étalée des appels de puissance,

notamment pour les usages communautaires (pompage, moulin à mil, etc.); Χ correction du facteur de puissance.

Maintenance, dépannage et supervision des opérateur locaux Programme de maintenance préventive 1.104 Un programme de maintenance de l’antenne MT doit obligatoirement être prévu ; ses composantes doivent être précisément décrites en spécifiant : Χ les interventions sur l’antenne MT et ses dérivations : entretien des isolateurs, dégagement

du couloir de passage, inspection des poteaux, tests des protections, mesures de terre, etc.; Χ les interventions sur les réseaux BT: entretien des transformateurs, inspection des poteaux,

test des protection, etc.



Procédures de dépannage 1.105 Une procédure d’intervention en cas de défaut au niveau de l’antenne MT ou d’un réseau BT doit être mise au point et décrite en spécifiant : Χ les modalités d’alerte de panne, Χ le délai d’intervention et de remise en service, en fonction de la nature des défauts, Χ les solutions de remplacement éventuellement prévues en cas d’immobilisation prolongée

(ex: groupes électrogènes mobiles, etc.). Formation des opérateurs locaux 1.106 Un programme de formation des opérateurs locaux à la gestion du réseau MT/BT doit obligatoirement être prévu; il doit être décrit en spécifiant particulièrement: Χ les actions de formation initiales, avant mise en service du réseau MT/BT: contenu de la

formation, lieu de la formation, profil du personnel d’encadrement, etc.; Χ les actions de supervision et d’appui périodique, après mise en service du réseau MT/BT:

fréquence des visites sur le terrain, contenu des actions d’appui, etc. 1.107 Une importance particulière doit être donnée à la formation des opérateurs locaux et à l’information des abonnés à la connaissance et l’application pratique des règles de sécurité. Moyens 1.108 Les moyens qu’il est prévu de mettre en œuvre pour exécuter les programme de maintenance, les interventions de dépannage et la formation et la supervision des opérateurs locaux doivent être précisément décrits: Χ effectif et qualification du personnel, Χ outillage et matériel de mesure, Χ logistique de transport (véhicules, camions), Χ logistique de communication (radio, téléphone) , Χ infrastructures (ateliers, bureaux). Garanties Garantie décennale 1.109 Les travaux de construction d’antennes MT et réseaux BT d’un montant dépassant 100 millions FCFA doivent être couverts par une garantie décennale. Application des garanties 1.110 Les modalités d’application de la garantie doivent être clairement décrites par les entreprises et fournisseurs, notamment pour ce qui concerne la prise en charge des frais de déplacement et de main d’œuvre durant la période de garantie.



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Définitions Réseau BT autonome 2.1 Un réseau BT autonome permet distribuer du courant alternatif 220 V pour des services électriques couvrant les besoins domestiques, communautaires et productifs au niveau d’une localité ou d’un groupe de localités isolées, à partir d’une source de production installée sur place. 2.2 Les besoins couverts sont les suivants : Χ les besoins domestiques comprennent principalement l’éclairage et l’audiovisuel; Χ les besoins communautaires sont de même nature que les besoins domestiques pour le

domaine de la santé et de l’éducation, et incluent également l’approvisionnement en eau potable (pompage);

Χ les besoins productifs concernent toutes les applications liées au commerce, à l’artisanat, à l’agriculture: éclairage, froid, entraînement de moteurs, petits postes de soudure, etc.

2.3 La production électrique d’un réseau BT autonome peut être continue ou discontinue. 2.4 Les présentes spécifications concernent le cas où la production d’énergie est assurée par un groupe électrogène. Eléments constitutifs du réseau BT autonome 2.5 Les éléments constitutifs d’un réseau BT autonome comprennent obligatoirement: Χ pour la production: groupe électrogène, armoire de commandes et de protections du groupe

électrogène, réservoir de carburant, cabine de groupe électrogène. Χ pour la distribution: poteaux, accessoires haut de poteaux, accessoires d’ancrage et

haubanage de poteaux, conducteurs, dispositifs de protection du réseau, tableau de distribution.

Χ au niveau des usagers: accessoires de branchement au réseau BT, dispositifs de protection des personnes, dispositifs de gestion des consommations électriques.

2.6 En fonction du type de distribution adopté, les configuration possibles sont: Χ GE monophasé + réseau BT monophasé



Χ GE triphasé + réseau BT monophasé Χ GE triphasé + réseau BT triphasé

Conditions climatiques de référence Température ambiante 2.7 La température ambiante maximale d’utilisation des systèmes est de 48°C. 2.8 La température ambiante minimale d’utilisation des systèmes est de 10°C. 2.9 La température ambiante de référence pour l’expression des performances et services rendus par les systèmes est de 35°C. Humidité relative 2.10 L’humidité relative minimum d’utilisation des systèmes est de 15% 2.11 L’humidité relative maximum d’utilisation des systèmes est de 90% 2.12 Les valeurs ci-dessus s’entendent sans condensation. Vitesse de vent 2.13 La vitesse de vent maximale de référence est de 100 km/h. 2.14 Les contraintes à prendre en compte pour le calcul des supports sont les suivantes: la valeur de l’effort à considérer est celui qui résulte de la plus défavorable des 2 hypothèses HA et HB

suivantes: Χ HA={Température = 30°C, Pression du vent = 400 daN} Χ HB’{Température = 10°C, Pression du vent = 180 daN} Autres conditions 2.15 Des conditions spécifiques d’agression marine (vents salins) doivent être prises en compte pour tous les systèmes susceptibles d’être installés dans les régions côtières du Sénégal. 2.16 Les vents de sable sont fréquents, et l’air peut être très chargé en poussière, particulièrement durant la saison sèche qui s’étend de Novembre à Juin. 2.17 En saison des pluies, les orages peuvent être violents et le risque de foudroiement est élevé. 2.18 L’altitude des localités du Sénégal ne dépasse pas 1000 m par rapport à la mer.



Groupe électrogène et équipements annexes de production Caractéristiques générales 2.19 Dans le silence des présentes prescriptions, les groupes électrogènes (en abrégé GE) mis en œuvre doivent satisfaire aux normes: Χ ISO 9528 relative aux groupes électrogènes à courant alternatif entraînés par moteurs

alternatifs à combustion interne Χ ISO 3046 relative aux moteurs alternatifs à combustion interne 2.20 Les documents attestant la conformité des caractéristiques des GE aux normes précitées doivent être rendus disponibles sur simple demande de l’ASER. 2.21 Les groupes électrogènes doivent avoir une puissance de sortie inférieure ou égale à 50 kVA. Cette limite concerne la puissance totale installée (GE base + GE appoint éventuel). La mise en œuvre d’une puissance totale supérieure à 50 kVA est subordonnée à l’obtention préalable auprès des instances compétentes d’une licence de distribution, conformément à la loi. 2.22 Les GE utilisés doivent être qualifiés par leur constructeur pour le régime de fonctionnement prévu: Χ service continu ou discontinu Χ durée annuelle de fonctionnement Χ surcharge unihoraire Caractéristiques du moteur thermique 2.23 Le moteur doit être du type diesel 4 temps à injection directe pour des puissances de GE supérieures à 5kVA. Pour des puissances inférieures, le moteur diesel reste préconisé; l’utilisation d’autres types de moteurs (essence, kérosène) est possible mais soumise à l’avis préalable de l’ASER 2.24 La vitesse de rotation du moteur ne doit pas dépasser 1500 tours par minute. Le recours à des vitesses supérieures est possible mais soumis à l’avis préalable de l’ASER. 2.25 Le moteur est à refroidissement par air; il peut également être à refroidissement liquide (eau) pour des puissances de GE dépassant 30 kVA. 2.26 Le démarrage du moteur peut être manuel ou électrique (batterie de démarrage). 2.27 Le moteur doit obligatoirement être doté des équipements suivants: Χ filtre à air spécialement adapté à des conditions sévères de poussière (ex: filtre à bain

d’huile de grande capacité précédé d’un séparateur statique centrifuge, ou système équivalent);



Χ filtre à gasoil et filtre à huile par cartouche. 2.28 Le rejet des gaz de combustion du moteur doit respecter les dispositions suivantes: Χ les gaz de combustion sont rejetés à l’extérieur du local du GE par un tuyau

d’échappement de longueur suffisante; Χ le raccordement du tuyau d’échappement à l’échappement moteur est flexible afin de

limiter la transmission des vibrations; Χ les parties chaudes du tuyau d’échappement à portée de l’opérateur doivent être protégées

ou calorifugées; Χ si le local est situé à proximité immédiate d’habitations, un silencieux doit être interposé à

la sortie du tuyau d’échappement. 2.29 Le moteur doit être muni d’une plaque signalétique contenant au minimum les informations suivantes: Χ nom du fabricant Χ numéro ou référence du modèle Χ cylindrée en cm3

Χ puissance moteur en kW Χ vitesse nominale en tours/minutes Χ norme de référence Χ numéro de série Χ pays de fabrication Caractéristiques de l’alternateur 2.30 Selon la configuration du réseau BT, l’alternateur est monophasé ou triphasé. 2.31 L’isolement de l’alternateur doit être au minimum de classe F. 2.32 Le rendement de l’alternateur doit être supérieur ou égal à 80%. 2.33 L’alternateur doit être muni d’une plaque signalétique contenant au minimum les informations suivantes: Χ nom du fabricant Χ numéro ou référence du modèle Χ numéro de série Χ tension nominale en volts Χ puissance nominale en kVA Χ facteur de puissance nominal Χ vitesse de rotation en tours/minute Χ norme de référence Χ classe d’isolation Χ pays de fabrication



Protections mécaniques 2.34 Des équipements de protection doivent être prévus pour faire face aux situations critiques suivantes: Χ pression d’huile moteur anormale, Χ température d’eau moteur anormale (cas du refroidissement par eau). Protections électriques 2.35 Les protections électriques doivent comprendre au minimum : Χ protection générale du GE par disjoncteur à déclencheur à seuil magnétique au départ du

réseau BT; la protection générale doit avoir un temps de réaction compatible avec la capacité de surcharge de l’alternateur;

Χ surtensions d’origine atmosphérique par parafoudre ou système équivalent posé sur le poteau de départ du réseau BT.

2.36 Le groupe électrogène doit être doté d’une liaison équipotentielle entre tous ses constituants, ramenée à un point de connexion sur le châssis du groupe pour mise à la terre. 2.37 Tous les autres masses métalliques doivent être reliées à la même prise de terre (armoire de commande, chemins de câble, tuyauteries, réservoirs de carburant). 2.38 La prise de terre doit être réalisée par ceinturage en fonds de fouille de la cabine du GE d’un conducteur massif en cuivre nu d’au moins 25 mm5 de section, en bon contact avec le sol (l’usage d’un autre conducteur de conductivité équivalente est possible). Equipements annexes Coffret de commande et de protection 2.39 Le coffret de commande et de protection du groupe électrogène peut être intégré au bâti du groupe électrogène ou monté séparément : Χ le montage séparé est le système préconisé; dans ce cas le coffret de commande est déporté

sur un mur; Χ en cas de montage intégré au bâti du GE, le coffret de commande doit être efficacement

protégé contre les vibrations du GEpar des silents-blocs ou système équivalent. 2.40 Le coffret doit être au minimum doté d’indicateurs de mesure des paramètres suivants: Χ tension par phase (en volts) Χ courant appelé par phase (en ampères) Χ fréquence (en hertz) Χ durée cumulée de fonctionnement du GE (en heures) Χ compteur d’énergie active délivrée au départ du réseau (en kilowatts-heures) 2.41 Le coffret de commande doit en outre inclure les fonctions suivantes:



Χ démarrage et arrêt du GE Χ réglage de la tension et de la fréquence Χ sectionnement du réseau de distribution BT Conducteurs 2.42 La section des conducteurs entre le GE et l’armoire de commande, lorsque celle-ci est déportée, doit satisfaire aux minima suivants: Χ conducteurs des câbles de commande du GE : 1,5 mm5 Χ conducteurs de câbles de batterie du GE: 6 mm5 Χ conducteurs de câbles de préchauffage du GE: 4 mm5 Χ conducteurs de puissance du GE : 16 mm5 2.43 Les câbles doivent être qualifiés pour un usage en extérieur conformément aux normes en vigueur. 2.44 Toutes les liaisons électriques doivent être réalisées sur des borniers logés dans des boîtiers fermés munis de presses-étoupes de diamètres appropriés à la section des câbles et de degré de protection IP54. Réservoir de carburant 2.45 La réserve de carburant doit prendre en compte les conditions d’accès au site et son éloignement de la première source d’approvisionnement permanente; dans tous les cas, elle doit assurer une autonomie de fonctionnement minimum de 5 jours. 2.46 Le GE est alimenté par une nourrice de carburant placée à une élévation suffisante par rapport au GE pour que la pompe à injection du moteur soit en charge. 2.47 Si le volume de carburant à stocker dépasse 500 litres, les dispositions suivantes doivent être prises: Χ un réservoir principal en tôle d’acier doit être installé à l’extérieur de la cabine du groupe

électrogène, et relié par une canalisation en acier ou en cuivre à une nourrice de capacité inférieure à 500 litres située à l’intérieur du local du GE. Une pompe de transfert spéciale pour carburant permet le remplissage du réservoir vers la nourrice.

Χ le réservoir peut être installé en fosse ou en surface; toutes les précautions doivent être prises par rapport à l’environnement, le risque d’incendie, la protection contre la corrosion du réservoir.

Χ une vanne de sectionnement de l’alimentation en carburant doit être accessible à l’extérieur du local du GE; elle est placée de préférence à l’opposé de la sortie du tuyau d’échappement.

2.48 Les dispositions d’installation doivent être prises pour permettre la concentration de dépôts éventuels et de l’eau de condensation au fond des réservoirs ou du tuyau d’échappement et leur extraction périodique.



Installation du GE 2.49 Le GE doit être assemblé sur châssis (skid), l’ensemble étant posé sur un socle en béton armé. 2.50 La liaison entre les supports de moteur et d’alternateur avec le châssis doit être réalisée par des silent-blocs. 2.51 Le socle repose sur un isolant. Sa masse du socle doit représenter 1,5 fois le poids du GE. 2.52 Le GE et ses équipements annexes (sauf réservoir de carburant) doivent être installés dans un local dont l’accès sera fermé au public. 2.53 Les dimensions du local et ses ouvertures doivent être calculées de manière à assurer la ventilation requise pour le GE en conditions normales de fonctionnement. 2.54 Les portes du local doivent être suffisamment larges pour permettre un dégagement facile du GE. 2.55 Un extincteur d’incendie doit être prévu dans le local. 2.56 L’emplacement du local du GE doit être sélectionné sur la base de critères techniques, le choix définitif devant être obtenu par consensus parmi la population locale. Une attention particulière doit être portée à ce que les nuisances sonores générées par le fonctionnement du GE soient compatibles avec son environnement proche.

Réseau de distribution basse tension Structure des réseaux BT types 2.57 Un réseau BT est constitué des éléments suivants : Χ un tableau de distribution situé à la sortie du transformateur MT/BT Χ un ou plusieurs départs BT Χ une distribution électrique par câbles aériens ou enterrés Χ des coffrets divisionnaires Χ des branchements desservant les usagers 2.58 Les différentes configurations possibles sont les suivantes: Χ tension monophasée ou triphasée Χ distribution par câbles aériens ou enterrés 2.59 La configuration préconisée est la distribution monophasée par câbles aériens.



2.60 La possibilité d’adopter une autre configuration reste ouverte, si elle a fait l’objet d’une étude comparative par rapport à la configuration de référence (ex. distribution triphasée rendue nécessaire pour l’alimentation de grosses stations de pompage). 2.61 La structure des réseaux BT est arborescente. Poteaux Type et marquage 2.62 Les matériaux constitutifs des poteaux peuvent être: Χ le bois Χ l’acier Χ le béton armé ou le béton précontraint 2.63 Les poteaux peuvent être de différents types: Χ simple Χ jumelés Χ contrefichés Χ haubanés 2.64 Tout poteau doit être pourvu d’une plaque signalétique mentionnant les informations suivantes: Χ nom du fabricant Χ modèle ou type du poteau Χ millésime de l’année de fabrication Χ hauteur du poteau (en m) Χ effort nominal Χ centre de gravité (pour les poteaux béton) Traitements de protection 2.65 Poteaux bois: Χ les poteaux en bois doivent être protégés par traitement chimique contre les attaques

d’insectes et les agressions naturelles. Χ les procédés actuellement reconnus (cf. tableau ci-dessous) sont relatifs aux poteaux

créosotés; le procédé d’imprégnation utilisé doit figurer sur la plaque signalétique du poteau par sa lettre de référence.





V Bréant-Béthel

E Estrade intégral B Boucherie

S Séchage et fendillement



R Rüping

Χ si dans le cas du procédé Bréant-Béthel une imprégnation avec une solution de sels métalliques est mise en oeuvre, la nature du sel employé doit être précisée par une deuxième lettre.

Χ la liste des procédés de protection est susceptible d’élargissement; dans l’attente, tout autre

procédé de traitement doit faire l’objet d’un avis préalable de l’ASER. 2.66 Poteaux acier: Χ les poteaux en acier doivent être protégés contre la corrosion par galvanisation d’épaisseur

minimale 3 µm ou peinture antirouille en 2 couches. Χ ils ne doivent pas être utilisés en environnement salin (zones maritimes). 2.67 Une information détaillée et certifiée doit être fournie sur les procédures de contrôle de qualité appliquées tout au long de la chaîne de fabrication. Dimensions et portées 2.68 La hauteur de poteau, sa section ainsi que la portée des conducteurs entre poteaux sont des grandeurs liées qui doivent être calculées en fonction: Χ du nombre et de la section des conducteurs Χ de l’encombrement et de la géométrie des accessoires haut de poteau Χ des conditions environnementales de référence: vent, etc. Χ des conditions particulière du site: conditions de sol, obstacles et pentes, corrosion, etc. 2.69 Les minima suivants sont cependant d’application: Χ la distance minimum au sol du conducteur de phase placé le plus bas doit être de 4 mètres Χ le poteau doit être enfoui à une profondeur minimum égale à 1/10ème de la hauteur + 0,5 m Χ le réglage de flèche des conducteurs doit être déterminé de manière qu’aux conditions

limites de vent, le facteur de sécurité par rapport à la rupture soit au moins égal à 3 Mise en œuvre 2.70 Les procédures de mise en œuvre des poteaux doivent être précisément décrites en fonction: Χ du type de poteau: bois, acier, béton Χ de sa fonction: poteau de ligne, poteau d’angle, poteau d’ancrage, poteau d’arrêt Χ de la nature du sol. Spécifications particulières pour les réseaux BT enterrés 2.71 Les réseaux BT enterrés doivent être conçus pour les conditions suivantes :



Χ tension de service 1000 V Χ tension spécifiée de 0.6/1kV Χ résistivité thermique du câble de 100°C.cm/W 2.72 La pose des câbles enterrés doit respecter les dispositions suivantes: Χ profondeur de tranchée de 0.60 m au minimum Χ dégagement du fonds de fouille pour ôter les corps susceptibles de détériorer les câbles Χ dépôt d’une couche de sable en fond de tranchée sur une épaisseur de 0,10 m avant pose Χ des câbles, puis du remblai tamisé sur une hauteur de 0,20 m minimum Χ pose d’un grillage avertisseur à 0,20 m minimum au dessus des câbles Χ tous les accessoires installés en souterrain doivent être placés sous regard en béton armé de

dimension appropriées Conducteurs Types 2.73 Les conducteurs pour distribution aérienne doivent satisfaire les critères suivants: Χ le câble doit être isolé, la gaine de protection étant résistante aux UV Χ le conducteur doit être en aluminium ou en alliage d'aluminium Χ les faisceaux sont de type tendus sur poteaux 2.74 Les conducteurs pour distribution souterraine doivent satisfaire les critères suivants: Χ le câble doit être isolé et sa gaine de protection doit être soit en polyéthylène réticulé, soit

armée Χ le conducteur doit être en aluminium ou en alliage d'aluminium 2.75 L’utilisation de câbles nus ou d’autres matériaux constitutifs (cuivre) pour la distribution BT est soumise à l’avis préalable de l’ASER. Sections 2.76 Le choix de la section de conducteur, pour une tension de service donnée, doit être effectué: Χ sur la base de la prévision de la demande électrique à moyen terme (cf. ci-après) Χ en fonction des contraintes techniques: résistance mécanique, chutes de tensions

admissibles, intensité maximale admissible dans le conducteur Χ en recherchant le meilleur compromis entre le coût du conducteur et celui des pertes

engendrées tout au long du cycle de vie du conducteur 2.77 Les minima suivants sont cependant d’application:



Χ sur un réseau BT aérien la chute de tension entre le départ cabine du GE et tout point du réseau BT, évaluée pour la puissance de pointe, doit être inférieure à 11% de la tension nominale

Χ sur un réseau BT souterrain, la chute de tension entre le départ cabine du GE et tout point du réseau BT, évaluée pour la puissance de pointe, doit être inférieure à 5% de la tension nominale

Accessoires haut de poteau 2.78 Tous les accessoires utilisés pour les assemblages de haut de poteau doivent être homologués suivant les normes en vigueur. 2.79 Les conducteurs de distribution BT isolés en faisceau tendu doivent être fixés sur le poteau à l'aide de l’un des ensemble suivants : Χ ensemble de suspension Χ ensemble d'accrochage simple Χ ensemble d'accrochage double 2.80 Chaque ensemble d’accrochage ou de suspension doit faire l’objet d’un schéma et d’une nomenclature exhaustive de tous ses éléments, chaque élément étant identifié par son fabricant, son modèle et son numéro de référence. Protections (cas général) 2.81 Le système de protection doit faire l’objet d’une description détaillée et obligatoire des dispositifs techniques prévus concernant: Χ le régime de neutre Χ la protection des personnes contre les contacts directs et indirects Χ la protection contre les surintensités et les courts-circuits Χ la protection contre les surtensions d’origine atmosphérique 2.82 Les dispositions ci-après concernent le régime de neutre préconisé et les dispositifs de protection associés; d’autres régimes de neutre peuvent néanmoins être prévus, sous réserve qu’il soit démontré que les protections mentionnées ci-dessus sont efficacement assurées. Régime de neutre 2.83 Le régime de neutre préconisé est de type TT pour les distribution collectives; dans ce régime, les dispositions suivantes sont d’application: Χ le neutre BT du transformateur MT/BT est mis à la terre Χ les masses des appareils sont également mises à la terre Χ toutes les masses des matériels électriques protégés par un dispositif de protection doivent

être interconnectées et reliées par un conducteur de protection à une même prise de terre. Χ à l'origine de toute l'installation et à chaque départ principal, tous les conducteurs actifs y

compris le neutre sont sectionnés.



2.84 Le régime de neutre préconisé permet d’assurer: Χ la coupure de l'alimentation au premier défaut Χ la coupure de l'alimentation par des dispositifs différentiels Χ la limitation de la coupure au circuit en défaut par l'emploi des différentiels sélectifs 2.85 La coexistence dans une même installation des différents régimes de neutre est admise sous réserve de l'adoption des solutions techniques suivantes : Χ utilisation de transformateurs de séparation des circuits Χ traitement des circuits terminaux du régime TN selon le régime TT en vue de la résolution

des problèmes de sélectivité des protections. Protections 2.86 Pour le régime de neutre TT préconisé, les dispositions de protection suivants sont d’application: Χ la protection des personnes contre les contacts directs et indirects doit être assurée par un

dispositif à courant différentiel résiduel (en abrégé DR). Χ la protection par DR peut être individuelle (sur chaque branchement) ou collective (par ex.

sur chaque départ principal BT). Χ des dispositifs de protection contre les surintensités et courts-circuits par disjoncteurs

thermiques et magnéto-thermiques viennent compléter l’installation là où ils apparaissent nécessaires.

2.87 En sélectivité horizontale, un DR est disposé sur chaque dérivation; il n’y a pas de DR en tête de réseau. 2.88 En sélectivité verticale, les DR sont placés à différents niveaux de l'installation en appliquant les règles suivantes: Χ le courant nominal du DR placé en amont est au moins le double de celui placé en aval. Χ le rapport entre le temps limite tND du DR placé en amont et la temporisation tFT du DR

placé en aval est au moins de 1.2 Protections (cas particulier des mini-réseaux) 2.89 Un réseau BT est qualifié de « mini-réseau BT» si: Χ la puissance du GE ne dépasse pas 5 kVA Χ l’étendue du réseau BT ne dépasse pas 2 km Régime de neutre



2.90 Dans le cas d’un mini-réseau, l’ensemble des abonnés du mini-réseau peuvent être considérés comme un seul abonné; dans ces conditions, il est possible d’envisager, en alternative au régime de neutre TT décrit précédemment, le recours à un régime mixte TN-C et TN-S. 2.91 Dans un régime mixte TN-C et TN-S, les dispositions suivantes sont d’application: Χ en distribution principale, le schéma est de type TN-C: le neutre du GE est relié à la terre,

les fonctions du neutre et de protection sont combinées en un seul conducteur ( PEN) Χ en distribution terminale, le schéma est de type TN-S: le conducteur neutre (N) et le

conducteur de protection (PE) sont séparés. Χ le schéma TN-S doit toujours se situer en aval du schéma TN-C Χ quelque soit le schéma, les masses des appareils sont reliées au neutre par des conducteurs

de protection. Χ le conducteur de protection ( PEN ou PE ) est relié à autant de prises de terre que possible

régulièrement réparties. 2.92 Le schéma TN-S ne peut être utilisé que pour des canalisations mobiles et des canalisations fixes dont les conducteurs ont une section inférieure à 10 mm5 en cuivre ou 16 mm5 en aluminium. Protections 2.93 Un dispositif de protection contre les surintensités (disjoncteur, fusible) situé en amont d'un défaut doit couper l'alimentation (tous les conducteurs actifs y compris le neutre à l'exception du conducteur PEN en schéma TN-C) aussi rapidement que possible, dans un temps inférieur à celui spécifié sur la courbe de sécurité. 2.94 Pour les appareils ou parties de l'installation ne répondant pas aux prescriptions pour le schéma TN, la protection doit être assurée par des dispositifs à courant différentiel résiduel. A l'aval de ces dispositifs de protection, le circuit doit être traité comme un schéma TT

Branchements BASSE TENSION Description 2.95 Les branchements basse tension ont pour objet d'amener le courant du réseau chez les abonnés, à l'intérieur des habitations. 2.96 Chaque type de branchement (il peut y en avoir plusieurs types en fonction du calibre de puissance) doit faire l’objet d’un schéma et d’une nomenclature exhaustive de ses éléments, chaque élément étant identifié par son fabricant, son modèle et son numéro de référence. Sont en particulier concernés : Χ connecteur Χ câble de descente Χ potelet Χ pinces d’ancrage



Χ appareils de protection (cf. ' « Protections» ) Χ appareils de contrôle de la consommation (compteur, limiteur de courant, capacités de

correction du facteur de puissance) Χ coffrets divisionnaires 2.97 Pour un réseau aérien, les critères suivants sont d’application: Χ le câble de descente doit être du type isolé Χ le branchement doit être du type tendu Contrôle de la consommation 2.98 Le contrôle de la consommation de l’abonné est défini en fonction du système de tarification de l’électricité ; les solutions techniques possibles sont les suivantes: Χ compteurs de kWh (simples, à pré-paiement, etc.) Χ limiteurs de puissance (thermique, magnétique, électronique) Χ d’autres solutions techniques peuvent être envisagées mais doivent être soumises à l’avis

préalable de l’ASER 2.99 Des dispositions spécifiques doivent être prises pour mesurer et le cas échéant corriger le facteur de puissance, qui est susceptible de dégradation sensible notamment avec l’utilisation massive d’éclairage fluorescent. 2.100 Une description technique détaillée du système retenu pour le contrôle de la consommation et des mesures prévues pour le contrôle et la correction du facteur de puissance doit être présentée.

Eclairage public Description 2.101 L’éclairage public (en abrégé EP) doit être techniquement possible dans la conception du réseau BT, mais sa réalisation pratique n’est forcément systématique: ceci relève du cahier des clauses particulières de l’opérateur. Spécifications 2.102 Les spécifications suivantes relèvent également du cahier des clauses particulières de l’opérateur: Χ l’alimentation de l’EP par conducteur séparé ou non Χ le nombre de postes d’EP et leur répartition dans la localité Χ les horaires et la durée journalière d’EP Χ le type de point lumineux (sodium, fluorescent, halogène, etc.) lié au niveau d’éclairage

prévu



2.103 Les solutions techniques prévues pour l’EP doivent faire l’objet d’une description détaillée précisant notamment: Χ le type de lampe Χ le degré d’étanchéité IP de l’enveloppe Χ la hauteur d’installation et la puissance lumineuse au sol Χ les appareils de contrôle (horloge) et de coupure

Prévision de la demande et dimensionnement Données de base 2.104 Tout projet soumis à l’ASER doit obligatoirement être accompagné d’une analyse de la demande en électricité spécifiquement menée pour la localité dans laquelle les investissements doivent être réalisés reposant sur: Χ des données de base collectées sur le terrain Χ un ou plusieurs scénarios d’évaluation de la demande en électricité 2.105 Les documents et données de base suivantes doivent être constitués ou collectés sur le terrain: Χ plan au 1/5000ème de la localité desservie, avec positionnement au GPS de tous les points

de livraison potentiels publics et privés et tracé prévisionnel du réseau électrique; Χ recensement et positionnement des stations de pompage motorisées pour

l’approvisionnement en eau potable situées dans la zone de desserte du réseau BT; Χ évaluation de la population de chaque localité desservies en se basant sur des enquêtes

récentes menées dans la zone ou à défaut sur le dernier recensement disponible (1988); Χ statistiques de consommation de localités rurales similaires déjà électrifiées. Evaluation de la demande en électricité et dimensionnement 2.106 Le dimensionnement du réseaux BT doit reposer sur une évaluation réaliste de la demande en électricité établie à partir: Χ d'une analyse statistique et d’une modélisation de la consommation d'électricité des

localités électrifiées situées dans la même région Χ d’enquêtes menées auprès des futurs usagers Χ d’une identification précise des besoins communautaires et productifs (artisanat,

production agricole, élevage) Χ d’hypothèses réalistes de consommation individuelle: fourchette de 90 à 500 kWh annuels

par abonné, puissance coïncidente de pointe inférieure à 250 W par abonné 2.107 La maîtrise de la demande en électricité constitue une partie intégrante de tout projet d’électrification rurale. A cet effet, les composantes suivantes doivent obligatoirement être prévueset précisément détaillées au niveau de l’offre faite aux abonnés :



Χ économie d’énergie, notamment par le recours massif à l’éclairage fluorescent Χ maîtrise de la puissance appelée, par exemple à travers une segmentation adaptée des

calibres de puissance pouvant descendre jusqu’à 25 W par abonné (2 points lumineux ) Χ lissage de la courbe de puissance par une répartition étalée des appels de puissance,

notamment pour les usages communautaires (pompage, moulin à mil, etc.) Χ correction du facteur de puissance

Maintenance et dépannage Programme de maintenance préventive 2.108 Un programme de maintenance préventive doit obligatoirement être prévu ; ses composantes doivent être précisément décrites en distinguant la production et la distribution. 2.109 Pour le groupe électrogène: Χ opérations exécutables localement par le conducteur du GE (en général, périodicité

inférieure à 500 heures) : nettoyage, vidange, remplacement filtres Χ opérations devant être exécutées par du personnel technique qualifié ( typiquement 1500,

3000 et 5000 heures): tarage injecteurs, échange soupapes, segments, coussinets de bielle, révisions générales, etc.

2.110 Pour le réseau BT: Χ inspection des poteaux Χ test des protection Χ vérification des compteurs, limiteurs de puissance, etc. Procédures de dépannage 2.111 Une procédure d’intervention en cas de panne du GE doit obligatoirement être prévue; elle doit être décrite en spécifiant particulièrement : Χ les modalités d’alerte de panne Χ le délai d’intervention et de remise en service du GE Χ les solutions de remplacement éventuellement prévues en cas d’immobilisation prolongée

du GE (ex: GE mobile de remplacement, etc.) Formation des opérateurs locaux 2.112 Un programme de formation des opérateurs locaux à la conduite du GE doit obligatoirement être prévu; il doit être décrit en spécifiant particulièrement: Χ les actions de formation initiales, avant mise en service du GE: contenu de la formation,

lieu de la formation, profil du personnel d’encadrement, etc. Χ les actions de supervision et d’appui périodique, après mise en service du GE: fréquence

des visites sur le terrain, contenu des actions d’appui, etc.



2.113 Une importance particulière doit être donnée à la formation des opérateurs locaux et à l’information des abonnés à la connaissance et l’application pratique des règles de sécurité.

Garanties Durées 2.114 La garantie des fournisseurs de matériel et entreprises de travaux doit être au minimum:

Χ de deux ans pour les groupes électrogènes et leurs armoires de commande Χ d’un an pour les autres équipements et ouvrages 2.115 Les travaux de construction de réseaux BT d’un montant dépassant 100 millions FCFA doivent être couverts par une garantie décennale. Application des garanties 2.116 Les modalités d’application de la garantie doivent être clairement décrites par les fournisseurs de GE, notamment pour ce qui concerne la prise en charge des frais de déplacement et de main d’œuvre durant la période de garantie.



�� (78'(6�' (;(&87,21�'(6�5(6($8;�07�%7�LIGNES AERIENNES MOYENNE TENSION

A - CARACTÉRISTIQUES PRINCIPALES DE LA LIGNE À ÉTUDIER

Les caractéristiques principales sont déterminées par l’Opérateur

après concertation avec l’ASER .Les options choisies seront soumis à

la SENELEC par l’ASER pour validation .

Elles comprennent :

- la tension de service,

- l’emplacement du poste de transformation MT/BT

- le paramètre de réglage à 65° sans vent,

- la nature, la section et le nombre de conducteurs,

- le type de supports,

- le type d’armements,

- le nœud amont de raccordement de chaque localité

B – DEFINITION DES ELEMENTS DE L’ETUDE TOPOGRAPHIQUE

B – 1 Détermination du tracé de principe

B – 1. 1. Le tracé de principe de la ligne est déterminé en

fonction des postes existants ou futurs à y raccorder et en tenant compte

des diverses servitudes imposées par les différentes administrations d’Etat.



En outre, il tient également compte des suggestions afférentes aux

installations privées telles que lotissements, usines, dépôts existants et

projetés pour autant qu’elles ont pu être détectées au cours de la

reconnaissance du tracé. Le tracé du principe est fait sur la base du plan

d’état des lieux (plan itinéraire) au 1/5000e fourni par l’opérateur. Ce plan

doit faire ressortir les obstacles intéressant le projet sur une bande de 200

m.

B – 2 Etude détaillée du tracé (balisage préalable)

B – 2. 1. Le projet de tracé sera établi en conformité avec les

prescriptions et règlements en vigueur imposés par les différentes

administrations d’Etat.

B – 2. 2. Il doit tenir compte des directives ci-dessous afin de

respecter dans la mesure du possible les différentes contraintes imposées

par l’environnement :

- réaliser des alignements aussi longs que possible ,

- étudier la position des angles, en particulier, sur des points

culminants ou à proximité des traversées de routes, de voies ferrées,

de lignes électriques, de façon à éviter des traversées en pleine

portée,

- indiquer les croisements avec les conduites d’alimentation générale

en eau, les oléoducs ou gazoducs, les câbles téléphoniques aériens

ou souterrains.

B – 3 Balisage définitif



Après accord de l’ASER sur l’étude détaillée du tracé, il sera procédé au

balisage définitif, au relevé du profil en long et de la bande planimétrique

correspondante.

B – 3. 1. Le tracé doit passer par les points (sommets) du

balisage définitif. Pour cela, le géomètre devra prendre toutes les

dispositions afin de rattacher son levé à des points de triangulation ou de

polygonation existants. Les sommets du tracé seront alors calculés en

coordonnées M.T.U. Le nivellement sera rattaché au nivellement I.G.N.

B – 3. 2. L’implantation du tracé (matérialisation du profil en

long) se fait à l’aide de piquets en fer cimentés de type « A » (0,10 x 0,10 x

0,20 m) au nombre de vingt (20) au moins au km et sont munis d’un

numéro repère ou de borne kilométrique de type « B » au nombre de une

(1) borne par kilomètre (borne de 0,15 x 0,15 x 0,35 m de profondeur).

Ces piquets dont la tête est peinte en rouge doivent être très solidement

implantés de façon à éviter leur disparition ou leur enlèvement. Les

routes, rues, et pistes seront encadrées par deux piquets enfoncés

presque au ras du sol.

Au passage (traversée ) des routes goudronnées, il sera fait une marque à

la peinture blanche sur une longueur de 1,00 m de part et d’autre du bord

de la chaussée avec les numéros des piquets de traversée.

B – 3. 3. Les angles (sommets) seront matérialisés

systématiquement sur le terrain par des bornes en béton de type « B »

munies de plaque ou d’écriteau portant le numéro du sommet ; ces bornes

devront être conformes au modèle joint au dossier d’appel d’offres.



Les sommets, les bornes kilométriques ainsi qu’au moins quatre (4)

piquets d’alignement au kilomètre sur les alignements seront repérés par

rapport à des obstacles fixes.

Les piquets repérés sont répartis d’une façon telle que de chacun d’eux, il

soit possible d’apercevoir le jalon posé sur le piquet repéré suivant.

Les croquis de repérage des piquets ou bornes sont reportés sur le carnet

de repérage. Les bornes d’angles, les bornes kilométriques d’alignement et

les piquets d’alignement sont repérés dans l’ordre chronologique.

B – 3. 4. Les layons ne sont effectués que sur le tracé

définitif, après en avoir averti le propriétaire ou le Service des Eaux et

Forêts dans le cas de forêts classées.

B – 4 Profil en long

B – 4. 1. Il définit la configuration du terrain existant sous

l’emprise de la ligne ; l’axe de celle-ci étant pris comme référence. La

bande d’étude à lever est de 40 mètres (20 m de part et d’autre de l’axe de

la ligne). Sur cette bande d’étude, tous les obstacles ou détails pouvant

intéresser le projet sont figurés en trait plein.

B – 4. 2. Le relevé du profil en long est effectué avec précision

pour toutes les natures de terrain : plat ou accidenté.

Les tolérances admises sont les suivantes en centimètres (cm) :

En distance : Td = 0,4 . �D

En altitude : Tz = 0,2 . �D

En alignement : Ta = (D/500)+ 3 (écart entre le piquet considéré et

l’alignement réel)



( D = distance en mètre entre le piquet considéré et l’angle de plus

proche).

D exprimé en mètre (m) représente la longueur de l’alignement considéré.

B – 4. 3. Contrôle du profil en long : Cette opération consiste

à rattacher au système de coordonnée M.T.U. (X , Y), Z IGN la polygonale

formée par les différents sommets du tracé de la ligne projetée. Ce procédé

permet de connaître les écarts en distance, en alignement et en altitude.

Ces écarts de fermeture, lorsqu’ils ne dépassent pas les tolérances fixées

ci-dessus, prouvent que les mesures de distances et de pentes ne sont pas

entachées d’erreurs.

La situation de ces repères de triangulation est fournie par le Service

Géographique National (S.G.N.). L’entreprise ou le cabinet de géomètre

aura à effectuer les cheminements de rattachement à ces points et par

conséquent à contrôler la longueur des alignements et la valeur des angles

mesurés.

B – 4. 4. Lorsque le tracé présente une dénivellation

importante plus de 10 % parallèle à l’axe du tracé, il y a lieu de compléter

le profil en long par un profil dit contre-profil.

- levé à 5 m de l’axe, si la pente est comprise entre 10 % et 30 %

- levé à 10 m de l’axe, si la pente est supérieure à 30 %.

B – 4. 5. Les profils de traversée de voies ferrées et voies

navigables, doivent faire l’objet de relevés plus détaillés, afin de

pouvoir établir un dossier de traversée à grande échelle pour

l’administration intéressée.



B – 5 Levée et Report du profil en long

Les échelles à adopter pour l’établissement des plans du profil en long

sont, sauf indications contraires de l’ASER :

- 1 / 2500e pour les distances

- 1 / 500e pour les hauteurs.

B – 5. 1. Le profil en long représente en particulier

- les angles du tracé exprimés en grades

- les routes et chemins existants et projetés avec leur direction, le

P.K. exact, l’angle de traversée et la désignation administrative

- les voies de chemins de fer et autres voies rigides pour les véhicules

guidés avec l’indication du gabarit cinématique, ainsi que leur

direction, le P.K. exact, l’angle de traversée et la désignation

administrative

- les lignes électriques traversées existantes ou projetées, leurs

tensions, le nombre de fils, l’altitude au sol du fil supérieur et du fil

inférieur, au point de croisement et la température approximative

au moment du levé, l’angle de traversée par rapport à l’axe de la

ligne projetée

- les lignes de télécommunications (mêmes renseignements que les

lignes électriques)

- pour les traversées de bois, nature des essences, hauteur moyenne

actuelle



- dans une bande de vingt (20) mètres de part et d’autre de l’axe, tous

les obstacles rigides : habitations en dur, tôles, bois ou paille,

hangars, réservoirs arbres avec leur hauteur.

B – 5. 2. Dans la partie haute du plan, il y a lieu d’indiquer la

longueur des alignements, le nom des villes ou villages traversés.

Au dessous du profil, les renseignements suivants :

- plan de comparaison

- altitude du terrain naturel (T.N.)

- distances entre piquets

- numéro des piquets

- distances cumulées des piquets avec l’indication de P.K.

Deux lignes en blanc pour :

- le report ultérieur des distances entre supports

- le report ultérieur du numéro des supports.

B – 5. 3. Enfin, en dessous des renseignements précités, il

faut représenter le levé planimétrique du terrain sur une bande de

40 m de large (20 m de part et d’autre de l’axe de la ligne projetée).

Sur cette bande, sont indiquées les limites visibles de cultures, la

nature du terrain traversé (friches, cultures maraîchères, rizières,

palmeraies, jardins, bois, taillis, etc., ainsi que les zones marécageuses

ou inondables. Les lignes d’énergie électrique avec leur tension de service,

les lignes PTT et les canalisations souterraines.

En outre, seront reportés les constructions, les mouvements de terrains

importants situés en dehors de l’axe de la ligne.



B – 5. 4. Dans les parties où la ligne projetée emprunte un couloir

préalablement défini par les services de la SENELEC dans lequel se trouve

déjà une ligne de tension identique, le tracé de celle-ci devra être reporté

sur une bande planimétrique avec l’emplacement des supports existants.

B – 5. 5. Si des contre-profils ont été levés, comme indiqués

au paragraphe II 4.3, ceux-ci seront reportés sur la bande

planimétrique suivant leurs positions respectives avec l’indication de la

distance par rapport à l’axe de la ligne.

B– 6 Plans spéciaux

B – 6. 1. Lorsque le tracé projeté surplombe un domaine

appartenant à une administration d’Etat, il sera établi un plan à une plus

grande échelle en concordance avec le profil en long.

B – 6. 2. Les échelles adoptées dans ce cas sont les

suivantes

- Longueur : 1/1000e

- Hauteur : 1/500e

La bande planimétrique sera également reproduite avec l’indication du

P.K. exact.

B – 6. 3. Traversées de forêts classées : si le tracé projeté

traverse une forêt classée ou un périmètre de reboisement, la zone

d’abattage (7,5 m de part et d’autre de l’axe de la ligne) sera délimitée sur

la bande planimétrique. Elle sera matérialisée sur le terrain par un

marquage à la peinture rouge des arbres à abattre.



B – 7 Carnet de repérage des bornes d’angles (sommets),

des bornes kilométriques d’alignement et des piquets

d’alignement

Au début des travaux de construction, la recherche des bornes ou piquets

matérialisant le tracé peut s’avérer difficile notamment lorsqu’il s’est écoulé

plusieurs années entre l’exécution des études et la réalisation de l’ouvrage.

Pour faciliter cette recherche ou encore pour reconstituer les bornes ou

piquets disparus, il est procédé à un repérage assurant la conservation du

tracé.

Ce repérage comprend :

- le marquage, la mesure des distances, le relevé du croquis,

- l’établissement du carnet de repérage des bornes kilométriques, des

piquets d’alignement et des bornes d’angles.

Les bornes d’angles (sommets), les bornes kilométriques ainsi qu’au moins

quatre (4) piquets d’alignement au kilomètre seront repérés par rapport à

des obstacles fixes.

B – 8 Eléments de l’étude topographique à fournir

• Plan itinéraire à l’échelle 1/500e (bande de 200 m) à fournir sur

fichier DXF ou DWG + 5 tirages

• Profil en long à l’échelle 1/2500e – 1/500e à fournir sur fichier DXF

ou DWG + 5 tirages

• Carnet de repérage des bornes géoréférencées UTM WGS 84

d’alignement et d’angle en 5 exemplaires



• 1 fichier point du profil en long récupérable sous CAMELIA profil

C – Définition de l’étude mécanique

C – 1 Répartition des supports (habillage du profil en long)

Le profil en long sera habillé en tenant compte des éléments suivants :

• relief du terrain

• hauteur des obstacles à traverser

• type et hauteur des supports à utiliser

• distance de surplomb

• paramètre de calculs

C – 2 Travaux de calculs

• détermination des efforts (dimensionnement )

• tableaux de pose des conducteurs

• carnet de piquetage des supports

• détermination du bordereau quantitatif du matériel

D) Dossier à fournir à l’ASER par le Bureau d’Etudes

1 – plan itinéraire géoréférencé en 1 fichier DXF ou DWG du tracé de la

ligne projetée en 6 exemplaires

2 – profil en long habillé (répartition des supports ) en un fichier DXF ou

DWG + 6 exemplaires



3 – tableau des efforts et de pose des conducteurs en 6 exemplaires +

fichier EXCEL

4 – carnet de repérage des bornes d’alignement et d’angles (sommet) en

six exemplaires

L’ASER se chargera de déposer les dossiers d’études MT à la

SENELEC pour approbation.

II )LIGNES AERIENNES BASSE TENSION DES VILLAGES

Les études comprennent :

• la Cartographie de base des villages

• les études des réseaux Basse Tension (BT)

A–1 Etudes cartographiques des villages

Les procédés de levés admis sont les suivants :

• levés directs à l’aide de stations totales,

• levés directs par procédés G. P. S. de précision,

• levés par prise de vue aérienne avec restitution numérique.

Quelque soit la méthode utilisée le rattachement du levé se fera en

coordonnées U.T.M, WGS 84. en X, Y.

A – 1 Présentation des documents cartographiques

Les documents (plans géoréférencés) seront fournis à l’échelle 1/2000e ou

1/1000e pour chaque village, avec représentation des éléments suivants :



• limites des concessions,

• la représentation des corps de rues,

• la représentation des constructions bâties et non bâties,

• les voies et réseaux divers (eau, électricité, téléphone),

• le mobilier ou l’équipement rural,

• toponymie complète des équipements administratifs (sous-

préfectures, école, centre de santé, maternité, SONATEL,

SONES,SDE, SENELEC, etc.).

A – 2 Documents cartographiques à fournir pour chaque village

L’Opérateur devra fournir à l’ASER les documents suivants :

• plan à l’échelle 1/1000e pour les villages de superficie inférieure ou

égale à 100 hectares en 6 exemplaires,

• plan à l’échelle 1/2000e pour les villages de superficie supérieure à

100 hectares en 6 exemplaires sur papier,

• fichier DXF ou DWG de chaque village et listing des coordonnées

des polygonales de précision ou des points de stéréo-préparation.

B – Etude des Réseaux Basse Tension

Le bureau d’études fera son projet de réseau Basse Tension en tenant

compte des éléments suivants :

• arrivée de la ligne Moyenne Tension et choix de l’emplacement des

postes de distribution,



• configuration du village et des réseaux de distribution existants.

Les calculs électriques permettront le choix des conducteurs et des

protections en fonction du courant nominal, de la chute de tension

admissible et de la tenue en court-circuit .Les accessoires de réseau,les

armements et les supports seront dimensionnés à l’aide de calculs

mécaniques .

C - Documents à fournir par l’opérateur

• plan du village à l’échelle 1/1000e ou 1/2000e avec les réseaux de

distribution projetés. Ce document est à fournir en 1 exemplaire sur

calque + 6 exemplaires sur papier OpaqueJet + 1 fichier DXF ou

DWG,

• les notes de calculs (chute de tension)en 6 exemplaires,

• carnets de piquetage des supports,

• le bordereau quantitatif du matériel pour chaque village en 6

exemplaires.

Les dossiers d’études Basse Tension seront soumis à l’approbation de

l’ASER .

NB : La chute de tension maximale admissible pour les lignes

aériennes basse tension est de 11% .



��6<67�0(6�3+27292/7$�48(6�)$0,/,$8;��

Définitions Système photovoltaïque familial (SPF) 4.1 Un système photovoltaïque familial permet de produire et distribuer de manière autonome des services électriques couvrant les besoins domestiques courants: éclairage, audiovisuel, froid, etc. Eléments constitutifs du système PV familial 4.2 Les éléments constitutifs d’un système PV comprennent obligatoirement: Χ module(s) photovoltaïque(s) d’une puissance totale inférieure à 150 Wc Χ support de modules PV Χ régulateur de charge de batterie Χ batterie de stockage électrochimique Χ coffret de protection de batterie Χ câbles électriques de raccordement des composants

Conditions climatiques de référence Irradiation globale horizontale 4.3 L’irradiation globale horizontale de référence pour l’expression des performances et services rendus par un système PV est de5500 Wh/m5 par jour. 4.4 Cette valeur d’irradiation globale s’entend sur un plan incliné à 15° par rapport à l’horizontale, orienté au Sud géographique. Température ambiante 4.5 La température ambiante maximale d’utilisation des systèmes est de 48°C. 4.6 La température ambiante minimale d’utilisation des systèmes est de 10°C. 4.7 La température ambiante de référence pour l’expression des performances et services rendus par les systèmes est de 35°C.



Humidité relative 4.8 L’humidité relative minimum d’utilisation des systèmes est de 15% . 4.9 L’humidité relative maximum d’utilisation des systèmes est de 90%. 4.10 Les valeurs ci-dessus s’entendent sans condensation. Vitesse de vent 4.11 La vitesse de vent maximale de référence pour le calcul des structures supports de modules et de leurs ancrages est de 100 km/h. Autres conditions 4.12 Des conditions spécifiques d’agression marine (vents salins) doivent être prises en compte pour tous les systèmes susceptibles d’être installés dans les régions côtières du Sénégal.

Modules photovoltaïques Certification 4.13 Les modules PV du type monocristallin ou polycristallin doivent être testés et certifiés conformément à la norme CEI-61215. 4.14 Les modules PV de type couches minces doivent être testés et certifiés conformément à la norme CEI-61646. La puissance crête annoncée doit être celle obtenue après la stabilisation de la puissance (effet Staebler-Wronski) 4.15 Dans tous les cas, l’emploi de modules PV de technologies autres que le monocristallin ou le polycristallin est soumise à l’avis préalable de l’ASER. 4.16 L'homologation de type doit être certifiée par un rapport d’essai effectué par un laboratoire d'essais accrédité et conduit conformément à la procédure IECQ QC 001002. 4.17 Les documents attestant des certifications obtenues doivent être rendus disponibles sur simple demande de l’ASER. Caractéristiques mécaniques 4.18 Le module PV doit être muni d’un cadre assurant sa rigidité et permettant sa fixation sur des structures supports. Le matériau constitutif du cadre doit être inoxydable; il doit conférer au module une bonne résistance à la torsion durant sa manutention. 4.19 Le module doit être doté de boîtier(s) étanche(s) de degré IP54 abritant les borniers de connexion. Les boîtiers sont équipés de presse-étoupes permettant la traversée des câbles. La polarité des borniers doit être clairement indiquée à l’intérieur du boîtier.



4.20 Chaque module PV doit être muni d’une plaque signalétique contenant au minimum les informations suivantes: Χ nom, monograme ou symbole du fabricant Χ numéro ou référence du modèle Χ puissance-crête (Wc), courant de court-circuit (A), tension de circuit ouvert (V) pour les

conditions STC1

Χ numéro de série Χ pays de fabrication Caractéristiques électriques 4.21 En ce qui concerne les tolérances de fabrication, la puissance-crête réelle d’un module ne doit pas être inférieure à 90% de la puissance-crête nominale. 4.22 Les courbes caractéristiques I-V (irradiation globale de 1000 W/m5 dans le plan du module, températures de cellule de 25°C, 40°C et 60°C) doivent être fournies pour chaque type de module PV proposé. 4.23 Les modules d’un même générateur sont obligatoirement du même modèle. L’association de modules de type ou de puissance différentes au sein d’un même générateur est proscrite. 4.24 Les modules monocristallin ou polycristallin doivent avoir au minimum 36 cellules. 4.25 Chaque module doit être équipé d’une diode by-pass de protection contre l’effet de « hot-spot» .

Supports de modules Type de supports 4.26 Les types de supports préconisés sont : Χ structure posée ou ancrée au sol Χ structure fixée sur une façade verticale 4.27 Les autres types de supports possibles sont: Χ structure fixée sur toiture Χ structure posée en terrasse

1 Standard Test Conditions



Caractéristiques techniques Matériaux constitutifs 4.28 Les matériaux constitutifs des supports de modules PV doivent être capables de résister à 10 ans d’exposition extérieure sans corrosion ou fatigue notables. Les traitements anti-corrosion mis en œuvre doivent être décrits. 4.29 Les matériaux constitutifs suivants sont admis: Χ acier inoxydable Χ acier galvanisé Χ aluminium anodisé Χ bois traité Χ matériaux plastiques traités anti-UV 4.30 La combinaison de différents matériaux (y compris boulonnerie) sur une même structure est admise à condition que soient clairement décrites les dispositions techniques prévus pour empêcher la formation de pile électrochimique entre ces matériaux. 4.31 La couche de galvanisation d’une structure métallique doit être de 3 µm au minimum. Implantation et orientation 4.32 Les supports de modules PV doivent être statiques. 4.33 L’inclinaison des modules par rapport à l’horizontale doit être de 15° par rapport à l’horizontale, avec une tolérance de + ou -5°. 4.34 Les modules doivent être orientés vers le Sud géographique, avec une tolérance de + ou - 10°. 4.35 Sur chaque site, le lieu d’implantation des modules doit être choisi de telle manière qu’aucune ombre ne soit portée sur eux entre 90 mn après le lever du soleil et 90 mn avant le coucher du soleil. Fixation des modules PV 4.36 En cas de monture sur toiture, une distance minimale de 0,1m doit être respectée entre face arrière de modules et toiture. La structure support de modules doit être fixée sur le corps de charpente ou du bâtiment, et non sur la toiture elle-même. Un système de haubanage doit être prévu si nécessaire. 4.37 En cas de fixation murale, le support de modules doit être fixé au minimum en 2 points avec une système de fixation traversant le mur (goujons et platine de serrage). 4.38 En cas de structure au sol, le support doit être installé dans un lieu à l’écart des zones de passage; le(s) module(s) et le câblage doivent être placés hors de portée des enfants. Les câbles enterrés doivent être passés sous gaine (tube PVC ou PE).



4.39 Les fixations des modules sur la structure support (écrous, rondelles, boulons) doivent être en matériau(x) inoxydable(s). 4.40 Une protection contre le vol des modules doit être intégrée soit au moyen des systèmes de fixation des modules (rivets pops ou écrous antivol), soit au niveau de la conception de la structure support de modules elle-même.

Régulateurs de charge Type de régulateurs 4.41 Le régulateur de charge doit assurer la protection de la batterie contre des surcharges ET des décharges excessives. 4.42 Les régulateurs n’assurant qu’une seule de ces fonctions sont proscrits. 4.43 Les régulateurs suivants sont admis: Χ régulateur série Χ régulateur parallèle 4.44 Le régulateur doit fonctionner selon d’un des modes de régulations suivants: Χ régulation Pulse Wave Modulated (PWM) Χ régulation basée sur un algorithme d’évaluation de l’état de charge de la batterie Caractéristiques techniques Protections 4.45 Le boîtier du régulateur doit présenter les caractéristiques suivantes: Χ son degré de protection est au minimum IP32 suivant la norme IEC 529 Χ sa conception doit cependant permettre une circulation d’air entre intérieur et extérieur du

boîtier (effet de respiration), afin d’éviter des phénomènes de condensation à l’intérieur du boîtier

Χ il intègre un système de fixation murale Χ le circuit imprimé du régulateur est mécaniquement solidaire du boîtier (clips ou vis) 4.46 Le régulateur doit tolérer sans dommage ou être protégé contre les événements accidentels suivants: Χ inversion de polarité au branchement de la batterie et du (des) module(s) sur le régulateur Χ court-circuit sur l’utilisation: cette protection doit être assurée par un fusible ou équivalent

dont le remplacement doit pouvoir être effectué par l’usager, sans ouverture du boîtier du régulateur.



Χ surtensions induites à l’entrée modules ou à la sortie utilisation (foudre) Χ toute situation de fonctionnement « sans batterie» , le(s) module(s) photovoltaïque(s) étant

connecté(s) au régulateur: dans cette situation , le régulateur doit également protéger les appareils d’usage en limitant la tension de sortie à une valeur au maximum supérieure à 30% à la tension nominale de sortie du régulateur.

Χ fonctionnement aux limites de capacités nominales: le régulateur doit tolérer sans dommage un courant d’entrée 25% supérieur au courant de court-circuit du générateur PV, et un courant de sortie utilisation 25% supérieur au courant nominal maximal (tous appareils allumés) du système PV, pendant une durée à indiquer par le fournisseur.

4.47 Le régulateur ne doit pas produire d’interférences sur les fréquences radio quelque soit les conditions de fonctionnement. Marquage 4.48 Chaque régulateur doit être muni d’une plaque signalétique contenant au minimum les informations suivantes: Χ nom, monograme ou symbole du fabricant Χ numéro ou référence du modèle Χ tension nominale (V) Χ courant nominal entrée module et sortie utilisation (A) 4.49 Le régulateur doit porter un marquage indélébile indiquant la polarité + ou - de chaque bornier de raccordement électrique. Régulation - Hystérésis - performance énergétique 4.50 Les tensions seuils de déconnexion et connexion du générateur PV et de l’utilisation assignées au régulateur doivent être fixées en fonction des conditions réelles d’environnement et du type de batterie. A titre de rappel, les valeurs de référence pour une température de 20°C et une densité d’électrolyte de 1,24kg/l sont les suivantes : Χ générateur PV: seuil de déconnexion = 2,30 V par élément de batterie, seuil de

reconnexion = 2,25 V par élément (soit respectivement 13,8 et 13,5 V pour une batterie 12V monobloc);

Χ utilisation: seuil de déconnexion = 1,90 V par élément de batterie, seuil de reconnexion = 2,10 V par élément (soit respectivement 11,4 et 12,6 V pour une batterie 12V monobloc).

4.51 Le réglage des tensions de seuils doit être précis à + ou - 20 mV par élément de batterie (soit + ou - 0,12V pour une batterie 12V monobloc) et stable sur toute l’étendue des conditions de fonctionnement du régulateur. 4.52 Le régulateur doit satisfaire aux réglages d’hystérésis généralement admis : Χ l’écart entre seuils de déconnexion et connexion de l’utilisation est de 0,2 V par élément de

batterie (soit 1,2V pour une batterie 12V monobloc)



Χ l’écart entre seuils de déconnexion et connexion du générateur PV est de 0,05 V par élément de batterie (soit 0,3V pour une batterie 12V monobloc)

4.53 Le régulateur doit être doté d’un dispositif de compensation en température de la tension de déconnexion du générateur PV (tension de fin de charge); le facteur de correction à appliquer est de -4 à -5 mV/°C par élément de batterie (soit -24à -30 mV/°C pour une batterie 12V monobloc) 4.54 Le régulateur doit avoir une performance énergétique minimum définie comme suit: Χ la chute de tension interne entre module et batterie doit être inférieure à 4% de la tension

nominale dans les conditions de courant maximal du générateur PV; Χ la chute de tension interne entre batterie et départ utilisation doit être inférieure à 4% de la

tension nominale dans les conditions de charge maximale appliquée au système; Χ la consommation à vide du régulateur ne doit pas dépasser 6 mA quelque soit les

conditions de fonctionnement. Interface utilisateur 4.55 Le régulateur de charge doit être équipé de témoins de visualisation de l’état de charge de la batterie, de type LED ou dispositif équivalent, fournissant à l’utilisateur les indications minima suivantes : Χ système disponible à l’utilisation, état de charge batterie suffisant; Χ utilisation déconnectée, état de charge batterie est trop faible. 4.56 Il est préconisé qu’une indication d’avertissement de fin de décharge proche soit également intégrée sur le régulateur.

Batteries de stockage Type de batterie 4.57 Les types de batteries admis sont les suivants: Χ batteries à plaques tubulaires et grande capacité d’électrolyte; Χ batteries à plaques planes au plomb-antimoine et à électrolyte liquide de type stationnaire

adaptées pour utilisation sur des systèmes PV; Χ batteries automobiles standard. 4.58 L’utilisation d’autres types de batteries(plomb étanche avec électrolyte gélifié, plomb-calcium) est soumise à l’avis préalable de l’ASER. 4.59 Dans le silence des présentes prescriptions, il sera fait référence aux normes CEI 896, CEI 1056 et NFC 58510.



Caractéristiques techniques Marquage 4.60 Chaque batterie doit être munie d’une plaque signalétique contenant au minimum les informations suivantes: Χ nom, monograme ou symbole du fabricant, Χ numéro ou référence du modèle, Χ capacité (Ah) avec indication du régime de décharge (C10 , C20 , C100), Χ mois et année de fabrication. 4.61 La batterie doit porter un marquage indélébile indiquant la polarité + ou B de chaque borne. Capacité 4.62 La capacité de référence d’une batterie est définie comme sa capacité C20 , qui correspond à un régime de décharge réaliste sur un système PV. 4.63 La capacité C20 de la batterie ne doit pas dépasser N fois le courant de court-circuit du générateur PV mesuré en A (aux conditions standards). Χ N = 20 pour une batterie à plaque tubulaire Χ N = 30 pour une batterie à plaque planes stationnaires ou automobile standard 4.64 La profondeur de décharge maximale de la batterie (atteinte occasionnellement en fin de durée d’autonomie assignée au SPF) ne doit pas dépasser les valeurs suivantes: Χ 80% de la capacité C20 pour une batterie à plaque tubulaire, Χ 60% de la capacité C20 pour une batterie à plaques planes stationnaire, Χ 40% de la capacité C20 pour une batterie automobile standard. Conception 4.65 Une batterie ne peut être qualifiée comme « adaptée pour utilisation systèmes PV» et proposée comme telle au public qu’à condition de respecter les critères techniques minima suivants: Χ l’épaisseur de chaque plaque doit être supérieure à 2 mm; Χ le volume d’électrolyte doit être supérieur à 1,15 litres par 100 Ah de capacité nominale

C20 et par élément; Χ le taux d’autodécharge à 25°C ne doit pas dépasser 6% de la capacité C20 par mois. 4.66 Le bac de la batterie doit être d’épaisseur et de rigidité suffisante pour supporter sans dommage son transport et sa manutention. 4.67 Le niveau d’électrolyte dans la batterie doit pouvoir être facilement vérifié par l’utilisateur:



Χ marquage des niveaux minimal et maximal sur des bacs translucides Χ jauges de niveau intégrées dans les orifices de remplissage des éléments Electrolyte 4.68 La densité de l’électrolyte ne doit pas dépasser 1,25 kg/l. 4.69 La durée de vie de la batterie étant largement déterminée par la qualité de l’électrolyte et de la première charge, les dispositions suivantes sont à prendre: Χ l’électrolyte doit être préparé à partir d’acide sulfurique hautement concentré et d’eau

distillée suivant la norme DIN 43 530 (ou équivalent) ; Χ l’électrolyte ne doit être transféré dans la batterie qu’en vue de sa prochaine mise en

service; Χ la batterie doit impérativement subir une charge initiale complète avant sa mise en service;

la procédure correspondante doit être très précisément décrite. Installation 4.70 La batterie ne doit pas reposer à même sur le sol; elle peut être installéede l’une des manières suivantes : Χ sur un socle en matériau résistant aux acides et ininflammable (le bois traité est accepté); Χ dans un boîtier muni d’aérations de ventilation pour l’évacuation des gaz ; le boîtier doit

être en matériau résistant aux acides et ininflammable; 4.71 L’ensemble batterie-régulateur doit être installé dans un lieu à l’écart des passages et bien ventilé.

Appareils d’usage et accessoires Types d’appareils 4.72 Les charges à alimenter par un SPF sont typiquement: Χ points lumineux Χ téléviseurs noir/blanc ou couleur via un onduleur Χ radios, radiocassettes et autres appareils audio 4.73 Les points lumineux sont obligatoirement partie intégrante de la fourniture standard d’un SPF: Χ en fonction de l’usage assigné, ils peuvent être du type fluorescent, incandescent ou

halogène. Etant donné l’importance de l’éclairage fluorescent dans les SPF, les spécifications minima ne concernent pour l’instant que ce type d’appareils;



Χ leur nombre et leur puissance doivent être compatibles avec la capacité énergétique du générateur PV.

4.74 Les appareils et accessoires suivants ne sont pas obligatoirement partie de la fourniture standard, mais doivent être prévus en option dans l’offre de SPF : Χ convertisseur DC/DC pour adaptation aux tensions 6 et 9 V doit être proposé en option; Χ convertisseur DC/AC pour alimentation de téléviseurs (pour les SPF de plus de 100 Wc); Χ prise pour branchement poste TV 12V. 4.75 Les appareils audio et TV ne font pas partie intégrante de la fourniture standard, mais une liste d’appareils conseillés et disponibles sur le marché local pour usage de télévision et radiocassettes doit être mise à la disposition de l’utilisateur. Lampes fluorescentes Types de lampes 4.76 Les types de lampes fluorescentes recevables sont les suivantes: Χ réglettes lumineuses à tube droit, Χ lampes fluorescentes compactes (LFC). 4.77 La configuration comprenant un ballast électronique unique alimentant plusieurs tubes fluorescents peut être proposée mais est doit être soumise à l’avis préalable de l’ASER. 4.78 Dans le silence des présentes prescriptions, il sera fait référence aux normes CEI 458, CEI 921 et CEI 924 et CEI 925 relatives aux caractéristiques et performances des ballasts transistorisés. Marquage 4.79 Chaque lampe doit être munie d’une plaque signalétique contenant au minimum les informations suivantes: Χ nom, monograme ou symbole du fabricant, Χ numéro ou référence du modèle, Χ puissance nominale (W), Χ tension nominale et plage de tensions de fonctionnement admissibles (V), Χ fréquence du ballast (kHz). Caractéristiques mécaniques 4.80 La lampe doit être pourvue d’un système de fixations permettant un montage mural 4.81 Borniers électriques du ballast : Χ ils doivent permettre une liaison solide du conducteur d’alimentation, sans endommager

celui-ci (ex: bornes à vis);



Χ ils doivent être d’une taille suffisante pour permettre le raccordement de conducteurs de section pouvant aller jusqu’à 2,5 mm5;

Χ ils doivent être pourvus d’un marquage indélébile indiquant la polarité de chaque entrée. 4.82 Si la lampe est pourvue d’un capot de protection du tube, celui-ci doit alors: Χ être étanche aux insectes; Χ être facilement démontable pour changement de tube par l’usager. 4.83 Le tube doit être d’un modèle disponible au Sénégal. 4.84 Les lampes à usage extérieur doivent présenter un degré de protection IP 54; en alternative, il est possible d’utiliser des lampes à usage intérieur placées sous un abri présentant une étanchéité équivalente. Caractéristiques électriques 4.85 La fréquence du ballast doit être au minimum de 16 kHz. 4.86 Le ballast doit assurer le fonctionnement normal de la lampe sur une plage de tensions comprise entre B15% et +25% de la tension nominale. 4.87 L’efficacité lumineuse de l’ensemble ballast-lampe doit être au minimum de 35 lumens par watt. 4.88 Le rendement du ballast doit être au minimum de 80% sur toute la plage de fonctionnement. 4.89 Les caractéristiques du courant de ballast en régime établi doit satisfaire aux conditions suivantes: Χ la forme d’onde doit être symétrique, Χ le facteur de crête ne doit pas dépasser 1,7 fois le courant de fonctionnement nominal de la

lampe pour une tension comprise entre 11 et 12,5 V. Protections 4.90 La lampe doit être conçue de manière à ce qu’aucun contact accidentel ne soit possible entre l’usager et les hautes tensions délivrées par le ballast. A cet effet, le dispositions minima suivantes sont d’application: Χ les électrodes du ballast ne doivent jamais être en contact avec le corps de la lampe; Χ le ballast doit être convenablement isolé sur le plan électrique. 4.91 Le ballast doit être protégé de la destruction dans les situations accidentelles ci-après : Χ le tube est enlevé de son support alors que la lampe est sous tension, ou la lampe est

allumée alors qu’il n’y a pas de tube;



Χ l’amorçage de la lampe ne se fait pas; Χ il y a inversion de polarité sur la tension d’alimentation; Χ les bornes du ballast sont court-circuitées. 4.92 Le ballast ne doit pas produire d’interférences sur les fréquences radio quelque soit les conditions de fonctionnement. Installation 4.93 Les lampes doivent être commandées par un interrupteur ayant un pouvoir de coupure compatible avec le courant transitant. 4.94 Les lampes extérieures doivent de préférence être commandées de l’intérieur de la maison. Appareils et accessoires optionnels 4.95 Le convertisseur DC/DC doit satisfaire aux critères techniques suivants : Χ la plage de tension d'alimentation doit correspondre à cette de la tension de sortie du

régulateur de charge; Χ le convertisseur doit être du type hacheur à découpage; Χ le boîtier du convertisseur doit présenter un degré de protection minimum IP32 ; Χ le boîtier du convertisseur doit être doté de dispositif de fixation ou d’accrochage mural; Χ la prise d'alimentation du convertisseur doit être détrompée; Χ le courant nominal du convertisseur ne doit pas excéder 1 A. 4.96 L’utilisation d’un convertisseur DC/AC ne doit être envisagée qu’aux conditions suivantes: Χ il ne doit pas être prévu sur des systèmes PV de moins de 100 Wc; Χ le convertisseur ne doit pas être utilisé comme convertisseur central de l’installation (c’est-

à-dire en sortie de régulateur), mais seulement pour alimenter des récepteurs (ex. TV, vidéo) pour lesquels il n’existe pas de modèles fonctionnant en courant continu et disponibles localement.

4.97 Le convertisseur DC/AC doit satisfaire aux critères techniques suivants : Χ sa puissance doit être inférieure à 250 VA; Χ la plage de la tension d'entrée doit être de B 10% à + 30% de sa tension nominale Χ la forme d’onde peut être sinusoïdale ou pseudo-sinusoïdale; Χ la tension de sortie doit être stable à + ou - 8%, et la fréquence de sortie à + ou - 2%; Χ son rendement doit être au moins de 90 %; Χ une surcharge d'au moins 2 fois son courant nominal pendant 5 secondes doit être tolérée; Χ la surtension pendant l'alimentation des charges inductives et capacitives doit être limitée; Χ il doit être protégé contre le court-circuit sur l’utilisation; Χ sa consommation à vide doit être inférieure à 2% de la puissance nominale.



Conducteurs Types de conducteurs 4.98 Les conducteurs utilisés pour les liaisons modules-modules, modules-régulateur, régulateur-batteries, batteries-batteries doivent être adaptés pour l’usage extérieur conformément au standard international IEC60811. Ils sont du type H07 RNF ou norme équivalente. 4.99 Les conducteurs préconisés pour les installations intérieures sont ceux couramment disponibles dans le commerce au Sénégal: Χ câbles de type A05 VVU, A05 VVR ou équivalent, montés en apparent; Χ câbles monofilaires de type H07 VU ou équivalent sous gaine polyéthylène encastrée. 4.100 Pour les installations de petites tailles, des solutions de câblage en kits sous forme de faisceaux précâblés peuvent également être prévues. Caractéristiques techniques 4.101 Sous réserve du respect des chutes maximales de tension autorisées, les sections minimum acceptables de conducteurs sur le générateur PV sont de: Χ 2,5 mm5 pour une liaison module-module, ou module-régulateur; Χ 4mm5 pour une liaison régulateur batterie. 4.102 Les sections des conducteurs doivent être dimensionnées de manière à ne pas dépasser les valeurs de chute de tensions suivantes: Χ liaison module-régulateur: maximum 2%; Χ liaison régulateur batterie: maximum 1%; Χ liaison régulateur B lampe la plus éloignée du régulateur, toutes lampes allumées: 5%. 4.103 Toutes les liaisons entre conducteurs situées en extérieur doivent être solidement assurées sur le plan mécanique par l’usage de borniers et être situées à l’intérieur de boîtiers de jonction présentant un degré de protection IP 54. 4.104 Toutes les liaisons entre conducteurs situés en intérieur doivent être solidement assurées sur le plan mécanique par l’usage de dominos et être situées à l’intérieur de boîtiers de jonction de modèle courant au Sénégal. 4.105 Les moyens prévus assurer une fixation solide des câbles de distribution TBT (attaches, colliers, etc.) doivent être précisément décrits.

Dimensionnement et performances du système Indicateurs de performances



4.106 Les indicateurs de performances suivant doivent être fournis pour tout SPF proposé:

Χ énergie journalière garantie: c’est l’énergie garantie disponible à la sortie « utilisation» du régulateur de charge dans les conditions de référence d’irradiation globale et de température ambiante définies précédemment. Elle est exprimée en watt-heures par jour (Wh/jour);

Χ autonomie de fonctionnement: c’est le nombre de jours pendant lesquels le système peut fournir l’énergie journalière garantie à partir de sa batterie chargée à 100%, le(s) module(s) PV étant déconnecté(s) du régulateur.

4.107 La méthode de dimensionnement utilisée pour aboutir aux performances annoncées doit être décrite. Il est préconisé d’utiliser des méthodes de simulation dynamique, en utilisant les paramètres types suivants: Χ rendement d’adaptation modules: 95%; Χ rendement énergétique batterie: 80%; Χ rendement régulateur de charge: 10%. Critères de performances 4.108 La gamme des SPF proposés doit couvrir l’ensemble de la demande potentielle définie en trois catégorie de service: Χ catégorie B - « basique» : énergie journalière garantie de 100 Wh/jour + ou - 20%; Χ catégorie S - « standard» : énergie journalière garantie de 170 Wh/jour + ou - 20%; Χ catégorie C - « confort» : énergie journalière garantie supérieure à 200 Wh/jour. 4.109 L’autonomie de fonctionnement doit être au minimum de: Χ 2 jours pour les SPF de classe B ou C; Χ 3 jours pour les SPF de classe C. 4.110 La conception générale des SPF doit être basée sur la recherche de l’efficacité énergétique.

Service après-vente Formation et information des usagers 4.111 Tout SPF doit être livré avec une notice d’utilisation spécifique décrivant: Χ un descriptif illustré du SPF et de son principe de fonctionnement Χ les consignes d’utilisation: première mise en service, allumage/extinction des lampes,

signification des voyants de régulateur, etc. Χ les consignes d’entretien périodique: nettoyage module(s), vérification électrolyte,

entretien cosses batterie, etc. Χ les consignes en cas de panne: vérifications de premier niveau, modalités d’alerte, etc.



Χ les limites de garanties: vol, non respect des consignes, etc. 4.112 La notice a une valeur contractuelle; elle doit être facile de compréhension par le grand public, rédigée en français et en langue vernaculaire (le choix de la langue étant fonction du contexte local), et abondamment pourvue en illustrations. Elle ne dépasse pas l’équivalent de 2 pages A4 recto-verso. 4.113 Les dispositions doivent être prises pour qu’au moment de l’installation du SPF, chaque utilisateur reçoive une formation de base sur l’utilisation du SPF s’appuyant sur une lecture attentive et commentée de la notice d’utilisation . 4.114 Tout SPF doit être livré avec au minimum: Χ 2 litres d’eau distillée pour batterie en bouteilles scellées, Χ 5 fusibles pour régulateur de charge. SAV de proximité 4.115 Un service après-vente de proximité doit être mis en place au niveau de la capitale régionale et offrir les prestations minima suivantes: Χ point-relais téléphonique pour entrer en contact avec le fournisseur ou l’opérateur des SPF; Χ vente de produits et consommables dont la diffusion n’est pas assurée par les canaux

commerciaux traditionnels: lampes, tubes de lampes, fusibles, eau distillée, convertisseurs DC/DC, etc.

Χ point de dépôt d’appareils en panne à réparer (à défaut de réparation sur place). 4.116 La description détaillée des moyens humains, techniques et logistiques mis en œuvre pour l’exécution du service après-vente constitue une obligation essentielle. Garanties Durées 4.117 Seuls peuvent être admis des équipements et composants pour lesquels la garantie du fournisseur contre tout défaut de fabrication est au minimum: Χ pour les modules PV: 10 ans ; Χ pour les régulateurs de charge: 2 ans; Χ pour les batteries: 1 an; Χ pour tous les autres composants:1 an. 4.118 Des options d’extension de garanties doivent être proposées par les fournisseurs, avec leurs tarifs et conditions d’application : Χ pour les modules PV: 20 ans au lieu de 10 ans; Χ pour les régulateurs de charge: 5 ans au lieu de 2 ans; Χ pour les batteries: 2 ans au lieu de 1 an;



Χ pour les autres composants: 3 ans au lieu de 1 an. Application des garanties 4.119 Le fournisseur de modules PV doit s’engager à appliquer la garantie, avant la fin de la période de garantie : Χ les modules présentent des défauts tels que stipulés aux termes des tests de qualification

exécutés conformément à la norme CEI-61215 ou CEI-61646; Χ les modules présentent une dégradation de puissance-crête de plus de 10% par rapport à la

puissance nominale. Les essais éventuellement nécessaires seront réalisés en laboratoire agréé.

4.120 Les modalités d’application de la garantie doivent être clairement décrites dans le contrat de fourniture des modules PV, notamment pour ce qui concerne la prise en charge des frais de déplacement et de main d’œuvre.



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5.1 Comme toute activité économique nouvelle, la production d’électricité décentralisée est porteuse d’impact et de risques environnementaux, qu’on décrira plus loin. Mais avant d’entamer l’évaluation de ces impacts et de ces risques, on rappellera que l’arrivée de l’électricité s’effectue en substitution d’autres modes existants d’éclairage ou même d’utilisation d’appareils domestiques ou productifs. Eclairage au pétrole, utilisation de piles, groupes électrogènes individuels, télévisions sur batteries, moulins à essence, etc. portent aussi des impacts et des risques sur l’environnement d’autant plus difficiles à maîtriser qu’ils sont éparpillés. 5.2 Il devient courant ainsi de distinguer environnement «global», qui affectent la communauté internationale (effets de serre et biodiverstité, notamment) et environnement «local» (sur les ressources naturelles des zones ou du pays concerné). 5.3 En matière d’environnement global, l’électrification rurale peut apporter une réduction des émissions de CO2, et ce quel que soit le type d’option technique retenue. Cela semble évident dans le cas d’utilisation d’énergies renouvelables comme le solaire, l’éolien ou la micro-hydraulique. Mais c’est aussi vrai souvent dans le cas de la mise en place de petits réseaux diesel, qui comme les autres n’arrivent pas dans des zones sans éclairage, mais dans des zones dont les habitants utilisent le pétrole lampant. Environ 2,4 kg de CO2 émis par litre de pétrole consommé, et autour d’1kg de CO2 par kWh: le pétrole économisé, les faibles consommations d’électricité des nouveaux consommateurs ruraux permettent ainsi des économies substantielles d’émission, qui sont une justification économique supplémentaire d’encourager l’électrification. Electrification et protection de l’environnement vont ainsi de pair. 5.4 En matière d’environnement local, les impacts et risques présentés ci-dessous sont souvent les mêmes que ceux qu’on aurait pu évoquer en analysant les systèmes énergétiques substitués : le carburant et l’huile des groupes provoquent des risques similaires à ceux des petits stockages pas toujours étanches d’essence ou de pétrole pour les groupes individuels ou les lampes tempêtes; les batteries solaires sont un risque, mais sans doute moins que les millions de piles ou les batteries d’occasion utilisés jusqu’alors. L’organisation de la production et de la distribution d’énergie électrique, tout comme l’implication d’organismes publics comme l’ASER permettent une meilleure appréciation des problèmes et surtout un meilleur contrôle des impacts négatifs que la multiplicité actuelle de solutions traditionnelles. Là encore, moyennant une certaine vigilance, l’électrification permet une meilleure gestion des impacts de l’énergie sur l’environnement. 5.5 Ceci étant dit, les impacts et les risques environnementaux associés aux nouveaux systèmes sont réels et doivent être pris en compte sérieusement et professionnellement. Beaucoup aussi peut être fait, sans investissement lourd en temps ou en argent, pour amplifier les bénéfices environnementaux, réduire les impacts négatifs et minimiser les risques.



Risques environnementaux liés a la production d’électricité décentralisée Antenne MT et réseau BT 5.6 L’implantation d’une ligne MT ou BT peut nécessiter, dans certains cas, l’abattement d’arbres d’intérêt patrimonial ou/et économique. 5.7 Les transformateurs MT-BT ne posent pas de problèmes environnementaux spécifiques : ils fonctionnent à sec et il n’y a donc aucun risque de rejet incontrôlé. 5.8 L’impact visuel des lignes électriques peut parfois être important. Toutefois, en consultant les populations en préalable à tout abattage d’arbres et en respectant quelques principes paysagistes simples, l’impact sera généralement négligeable. Dans le cas de sites architecturaux ou de paysages emblématiques (tourisme conventionnel, écotourisme), il pourra parfois être nécessaire de faire appel à des spécialistes (architectes, paysagistes), voire même de recourir à des solutions plus coûteuses (enterrement des réseaux). Groupes électrogènes 5.9 Les groupes électrogènes, même s’ils sont de petite taille, constituent un risque non négligeable pour l’environnement, qui peut se traduire par les impacts suivants : Χ lors de l’utilisation : bruit, fumées, émissions de gaz à effet de serre, risque d’incendie,

rejets d’huile de vidange et de gazole; Χ en fin de vie : abandon dans la nature du groupe ou de certains de ses composants. 5.10 Les différentes pollutions sont d’intensité variable selon que le groupe est bien dimensionné, bien utilisé et bien entretenu. 5.11 Le bruit et les fumées produits par un groupe électrogène peuvent être dangereux pour la santé du voisinage. Néanmoins, le risque le plus important est le rejet de produits pétroliers utilisés comme carburants ou comme lubrifiants (huile de vidange). 5.12 Le déversement d’hydrocarbures est une grave menace pour les eaux de surface et souterraines. Les hydrocarbures rejetés peuvent altérer l’environnement de diverses manières : Χ en causant des dommages au milieu lui-même, ce qui aura un impact sur la faune sauvage

et notamment pour les oiseaux et les mammifères des rives polluées; les organismes d’eaux douces présentent le risque d’être asphyxiés par de l’huile qui sera transportée au loin par le courant, ou bien d’être lentement empoisonnés par de l’huile piégée dans le lit du cours d’eau ou dans des zones d’eau stagnante;

Χ en provocant des modifications, moins visibles, de la tension superficielle de l’eau et la formation de films en surface limitant les échanges avec l’atmosphère; ainsi les effets des substances qui consomment de l’oxygène seront amplifiés provoquant l’augmentation de la demande chimique d’oxygène (DCO) et mettant ainsi en péril la potabilité de l’eau;

Χ en raison de la toxicité des hydrocarbures eux-mêmes, qui sont un poison pour tous les organismes vivants.



Systèmes solaires PV individuels 5.13 Les modules solaires PV ne présentent pas en eux mêmes de risque pour l’environnement. 5.14 Le risque se situe au niveau des batteries de stockage utilisées : Χ en utilisation : les risques principaux sont liés à la présence d’acide sulfurique et de

métaux; Χ en fin de vie : le rejet incontrôlé de la batterie peut occasionner une pollution ponctuelle

grave. 5.15 A l’utilisation, l’acide sulfurique contenu dans la batterie peut se répandre hors de la batterie de 4 façons principales : Χ lors du remplissage initial : versement trop rapide, niveau trop haut entraînant un

débordement; Χ lors de la mise à niveau : débordement; Χ par projection dans l’atmosphère d’un embrun de gouttelettes d’acide entraînées lors du

bullage de fin de charge, pas toujours arrêté par les bouchons; Χ par fissuration du bac de la batterie : choc, explosion des gaz de fin de charge, etc. 5.16 L’utilisation présente également d’autres risques que l’on peut ou non classer comme «pollution», tels que l’émission d’hydrogène et d’oxygène (en fin de charge) et la production de sulfate de plomb sur les cosses. 5.17 A la fin de la vie de la batterie, les risques de pollution liés à une batterie laissée sur place sont: Χ l’acide sulfurique que se répand dans la terre, Χ les bacs: matière plastique plutôt inerte, mais souillée d’acide et de plomb, Χ et surtout le plomb, sous forme de métal , d’oxyde et de sulfate, qui reste le plus grand

risque. Options techniques alternatives Pico ou micro-centrales hydrauliques 5.18 Même dans le cas d’installations de petites taille, les impacts environnementaux liés à la production hydroélectrique peuvent être importants, en fonction du caractère du cours d’eau à exploiter. On citera notamment les problèmes que peuvent occasionner la construction d’un barrage à usage hydroélectrique et la diminution (voire la disparition) des débits du cours d’eau, sur la faune et la flore aquatiques. 5.19 Néanmoins, les méthodes de correction d’impact pour ce type de projet sont bien connues et largement appliquées dans le monde. Notamment, le maintien de débits réservés et/ou l’installation d’échelles pour permettre le passage des poissons permettent de corriger en grande partie ces impacts négatifs.



Aérogénérateurs 5.20 L’installation massive de grands aérogénérateurs pose des problèmes environnementaux. Parmi ceux-ci, on citera des interférences électromagnétiques avec les postes de TV et radio voisins, l’impact visuel sur le paysage, le bruit et les effets nocifs des infrasons sur la santé humaine ainsi que des impacts sur les changements micro-climatiques et la migration des oiseaux. 5.21 Cependant, dans le cadre du PASER, il s’agira de petits aérogénérateurs dont l’impact peut être négligeable, si on respecte un certains nombre de principes environnementaux notamment en matière de paysages.

Mesures de gestion environnementale : recommandations et obligations 5.22 Les mesures de gestion environnementale à prendre afin de prévenir et de supprimer la plus grande partie des impacts environnementaux négatifs liés au développement de l’électrification rurale, sont présentées au Tableau 2. Selon l’importance de l’impact à éviter et de la faisabilité d’application de la prévention, les mesures proposées sont à caractère obligatoire ou de simples recommandations.

Tableau 2 : Mesures de gestion environnementale

OPTION TECHNIQUE

PHASE D’INSTALLATION

PHASE

D’EXPLOITATION

PHASE DE

DÉCLASSEMENT

RECOMMANDATIONS

Distribution BT à partir du réseau MT

Choisir l’itinéraire du réseau BT le moins nuisible pour la couverture forestière. Consulter les populations et les techniciens locaux Si possible, utiliser des travaux de canalisation d’eau ou autres pour enterrer les câbles.

Pas de recommandations spécifiques sinon celles classiques liées à la sécurité.

Recyclage de tout le matériel par le concessionnaire de la distribution.

Groupes électrogènes Choisir l’emplacement de la centrale le plus éloigné possible des habitations pour minimiser les gênes liées au bruit et aux fumés, ainsi que les risques d’incendie.

voir obligations

voir obligations

Solaire photovoltaïque Budgéter le changement et la récupération des batteries usagées dès la mise en place des installations

Voir obligations

voir obligations

Micro-centrales hydrauliques Installer des échelles pour permettre le passage des poissons et préserver ainsi les ressources halieutiques des cours d’eau concernés.

Laisser un débit minimum (ou débit réservé) permettant le développement de vie aquatique en aval de l’exploitati

Remettre en état le fonctionnement naturel du cours d’eau en éliminant toutes les barrières crées à fin hydroélectrique.



OPTION TECHNIQUE

PHASE D’INSTALLATION

PHASE

D’EXPLOITATION

PHASE DE

DÉCLASSEMENT l’exploitation.

Aérogénérateurs Choisir l’emplacement moins visible possible.

Pas de recommandations spécifiques

Pas de recommandations spécifiques



OBLIGATIONS

Toutes installations Note d’évaluation d’impact environnemental nécessaire en préalable à tout agrément de projet, selon un modèle simple défini par l’ASER

Distribution BT à partir du réseau MT

Règles liées à certains sites particuliers d’intérêt patrimonial, écologique ou paysagiste

voir recommandations

voir recommandations

Groupes électrogènes Sol de l’abri recouvert d’une plate-forme en ciment légèrement inclinée avec un canal de récupération des rejets de combustible qui débouche sur un collecteur. Bien dimensionner le groupe par rapport les besoins pour éviter le gaspillage de combustible et les émissions de CO2 non nécessaires.

Collecte des huiles de vidange et des rejets de gazole dans des conteneurs hermétiques pour recyclage postérieur. Contrôle technique des groupes après une certaine durée d’utilisation.

Récupération pour recyclage de tous les groupes électrogènes

Solaire photovoltaïque Installation de coffres ventilés ou de bacs de rétention d’acide pour recevoir les batteries pour évitera l’épandage d’acide sulfurique lors de leur remplissage.

Plaque d’information obligatoire sur les batteries. L’accès direct à la batterie ne peut être autorisé qu’a des intervenants informés.

Récupération pour recyclage de toutes les batteries au plomb

Conditions de la collecte et du recyclage des produits usés 5.23 La durée de vie des batteries au plomb est limitée à 2-10 ans selon le type, la qualité et l’entretien. La durée de vie d’un groupe électrogène peut osciller entre 7-10 ans, voire plus tant peut être impérieuse la nécessité de continuer à le faire marcher, ingénieuse la capacité des techniciens locaux pour les pousser au delà de leur durée de vie estimée. 5.24 Aujourd’hui, la méthode pour se débarrasser des batteries ou des groupes est simple : les équipements sont laissés sur place, dans les cours des habitations, au bord des chemins, dans des décharges sauvages, etc. De la même façon, l’huile de vidange est rejetée dans la nature ou dans les cours d’eau de façon incontrôlée. 5.25 Le problème du recyclage se situe à deux niveaux : celui de la collecte (notamment en milieu rural) et du transport jusqu’à un lieu de recyclage, et l’existence d’une compétence spécialisée pour le recyclage. Batteries au plomb



5.26 La récupération des batteries doit être régie selon un principe simple : toute batterie changée doit être récupérée par celui qui fait le changement (concrètement les opérateurs concessionnaires). 5.27 Le recyclage des batteries ne peut être réalisé que par des ateliers spécialisés : récupération et neutralisation de l’acide, recyclage du bac après casse et fragmentation, refonte du plomb (mais qui génère 25 % de scories non récupérées), mise en décharge des séparateurs entre éléments de la batterie (pochettes plastiques poreuses, etc.) qui représentent 10 % de la masse de la batterie. La création d’un tel atelier pourra s’avérer nécessaire pour répondre à la demande supplémentaire de recyclage liées au développement de l’électrification rurale. Groupes électrogènes 5.28 Avec le développement de l’utilisation des groupes électrogènes, se crée assez rapidement un «marché d’occasion» qui fait qu’avant d’arriver à sa belle mort, un groupe peut changer plusieurs fois de mains en augmentant à chaque fois le risque environnemental. 5.29 On ne peut pas lutter contre ce marché d’occasion, il est au contraire un signe de santé du développement de l’électrification. Il est par contre souhaitable de mettre en place un système de contrôle technique sur les matériels à partir d’un certain âge, afin de s’assurer de conditions minimum d’efficacité et de conformité environnementale des matériels, à l’instar de ce qui existe maintenant sur les parcs automobiles. 5.30 On pensera ainsi à un système réglementaire de contrôle, qui pourrait s’appuyer sur des électriciens professionnels (là encore comme les systèmes de contrôle technique automobile, qui s’appuie sur un réseau de garages agréés). Huile de vidange 5.31 Une partie de l’huile de vidange est déjà réutilisée au Sénégal pour badigeonner des manguiers et les débarrasser des termites dans les régions de Thiès et de Dakar. Il est probable cependant qu’une partie des huiles de vidanges (principalement automobiles) soit purement rejetée dans la nature. 5.32 Pour éviter tous les rejets, une unique solution est réellement efficace : la collecte et le raffinage de l’huile usée. S’il existe déjà au Sénégal un réseau de récupération et recyclage d’huile de vidange, il faudra seulement trouver des mécanismes pour y intégrer les groupes électrogènes issus du PASER. Dans le cas où rien existe, il faudra entamer une réflexion au niveau national entre le ministère chargé des transports et celui de l’énergie pour la création d’une telle unité.

Suivi et contrôle 5.33 L’ASER assurera en principe le suivi et contrôle des mesures environnementales, à la fois pendant les phases d’installation, d’exploitation et de déclassement des équipements. 5.34 Ceci suppose un triple rôle :



Χ rôle de conseil : l’ASER a une responsabilité d’information et de formation des installateurs, des opérateurs et des usagers, et de définition des formats d’évaluation ex-ante, d’audit et de contrôle;

Χ rôle de délégation de formation et de certification de professionnels spécialisés : études d’impact et audits environnementaux des installations, contrôles techniques devront être en grande partie réalisés par des entreprises agréées : l’ASER a la charge d’identifier ces professionnels, de leur donner les outils et méthodes nécessaires et de les classer;

Χ rôle réglementaire : certaines mesures sont à réglementer, les conditions d’application des règles, les clauses de non respect devront clairement être indiquées et l’ASER devra s’en voir confier réglementairement le suivi et le contrôle.

5.35 Parmi les tâches à réaliser, on citera : Χ édition de brochures spécifiques de conseils environnementaux, organisation de journées

d’information auprès des opérateurs attributaires des concessions et des représentants des usagers particuliers;

Χ édition de formats standards pour les différentes procédures mises en place en matière d’études d’impact, d’audit et de contrôle;

Χ visites périodiques de vérification pour juger de l’état général des installations en regard des aspects environnementaux;

Χ programme annuel d’audits environnementaux par des auditeurs indépendants sur un certain nombre d’installations prises au hasard;

Χ imposition de sanctions pour les installations qui ne répondent pas aux exigences environnementales mentionnées.

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