AVANT PROJET DE LA MISE EN OEUVRE D’UN SYSTEME AUTOMATIQUE D’ADDUCTION D’EAU POTABLE ALIMANTE PAR L’ENERGIE SOLAIRE PHOTOVOLTAIQUE (Cas du quartier sakombi dans la commune de kimbanseke)

I
EPIGRAPHE
Celui qui est capable de traiter durement son corps, est capable de repousser
ses limites, ta position dans le futur dépend de ta vision dans le présent ; la
connaissance te placera au-dessus de ta génération, tu risques de perdre le peu
que tu possèdes en t’attachant à ceux qui n’ont rien à perdre ; alors sois prudent
et choisis bien ton entourage.
PASTEUR MOISE MBIYE
On n’est pas père d’un enfant parce que vous avez laissé votre semence chez
la femme, mais plutôt par votre responsabilité, votre ténacité, et votre
attachement fait de tendresse et de respect vis – à – vis à celui – ci. Car l’affection
d’un enfant s’achète par des preuves d’amour.
RACHIDI DEDIKA
I
II
DEDICACE
A notre charmante mère LUYINGILA NKENGE Hélène, pour ta
qualité de maman tenace, tant d’amour, d’attachement ainsi, les sacrifices que
tu ne cesses d’endurer, tu continues à te battre nuit et jour pour ma réussite, je
te remercie infiniment.
A mon grand-père SEVA MUANAMBEVO André, pour votre
opiniâtreté que tu as toujours voulu faire de moi un homme instruit, honnête,
responsable et servant DIEU afin d’être utile à la société, et voilà aujourd’hui
nous te devons les résultats de tes sacrifices.
A ma tante LUYINGILA NKENGE Annie, pour n’avoir pas hésité,
sans relâche, à me soutenir tout au long de ce parcours estudiantin.
A mon très cher ami MOLIA MOGA jean – louis, étant aussi un des
compagnons de lutte, il a toujours été présent à trois dimensions lorsque j’avais
besoin de lui.
A vous tous, je dédie ce travail de fin de cycle, fruit de douleurs, des
réflexions, de pénibles nuits d’insomnies et de sacrifices.
RACHIDI DEDIKA
II
III
REMERCIEMENTS
Après un long parcours académique, de peines ainsi que de dur effort ; nous
voici au terme de notre cycle de graduat d’étude supérieure. « Aucun parcours
n’est long une fois arrivé à son terme » dit-on.
Nous n’avons pas effectué seul ce travail sans l’accompagnement de notre
DIEU tout puissant, source de bonheur parfait ; qu’il soit merveilleusement béni
pour l’éternité.
Nous vous présentons ici un travail, le résultat d’une étude approfondie et
des recherches scientifiques menées tout au long de notre cycle d’étude. Nos
remerciements s’adressent à toutes les autorités académiques de l’ISTA/Ndolo,
pour l’encadrement et l’organisation des activités.
Nous remercions particulièrement le chef des travaux KALALA KALALA
José, qui a accepté la direction de notre travail sans hésitation, et jusqu’à son
aboutissement.
Ce travail n’est pas seulement le fruit d’un effort scientifique mais aussi un
apport matériel et financier. A ce sujet ; notre sincère reconnaissance s’adresse
à notre chère maman LUYINGILA NKENGE Hélène, à ma tante LUYINGILA
NKENGE Annie et à ma tante ZINGA NGANGU Nene qui se sont sacrifiées pour
notre réussite.
Notre reconnaissance s’adresse aussi à mes frères biologiques :
KAMALANDUA LUKUIKIZU Dieu et TSHINA MPONGO Emmanuel, ainsi qu’à
ma cousine KATUKULU KITOKO Aminata pour vos remarques et sages conseils
à mon égard.
Notre reconnaissance s’adresse aussi à mon tonton NSANZ YAMB Charle,
malgré ses multiples responsabilités a quand même accepté de me loger sous son
domicile durant tout ce parcours estudiantin.
Notre reconnaissance s’adresse encore à tous mes compagnons de lutte,
particulièrement à : BOSINGWA NKAKE Nicolas et MALAMBALA MALAMBALA
Bebel pour les motivations et entraides consentis à ma personne.
Nous remercions tous ceux qui nous ont soutenus, nuits et jours par des
prières et exhortations édifiantes tout au long de notre parcours estudiantin.
RACHIDI DEDIKA
III
IV
Liste des figures
Figure 1.1 : coordonnées terrestres
Figure 1.2 : coordonnées horizontales
Figure 1.3 : schématisation des mouvements de la terre autour du soleil
Figure 1.4 : trajectoires apparentes du soleil pour chacune de ces journées de
l’hémisphère nord
Figure 1.5 : répartition spectrale du rayonnement solaire au niveau du sol
terrestre
Figure 1.6 : différents composants du rayonnement
Figure 1.7 : différents appareils de mesure du rayonnement solaire
Figure 1.8 : structure basique d’une cellule solaire
Figure 1.9 : le semi – conducteur (silicium)
Figure 1.10 : dopage de semi – conducteur de type n
Figure 1.11 : dopage de semi – conducteur de type p
Figure 1.12 : la jonction p – n
Figure 1.13 : l’effet photovoltaïque
Figure 1.14 : principe de fonctionnement d’une cellule PV
Figure 1.15 : cellule photovoltaïque monocristalline
Figure 1.16 : cellule photovoltaïque polycristallin
Figure 1.17 : cellule photovoltaïque amorphe
Figure 1.18 : les différentes zones de la caractéristique I(V)
Figure 1.19 : courbe courant – tension d’une cellule photovoltaïque
Figure 1.20 : courbe courant – tension d’une cellule photovoltaïque
Figure 1.21 : caractéristique puissance – tension d’une cellule photovoltaïque.
Figure 1.22 : évolution de la caractéristique I(V) (a) et P(V) (b) en fonction de
l’irradiation
Figure 1.23 : évolution de la caractéristique I(V) (a) et P(V) (b)
Figure 1.24 : les différents composants d’une installation photovoltaïque
Figure 1.25 : batterie ouverte au plomb
IV
V
Figure 1.26 : comparaison des différents types de batteries en énergie massique
Figure 1.27 : composition d’une batterie monobloc
Figure 1.28 : association de deux batteries en série / en parallèle
Figure 1.29 : rôle de l’onduleur
Figure 1.30 : boite à jonction
Figure 2.1 : géolocalisation du quartier sakombi
Figure 2.2 : image du bureau du quartier sakombi
Figure 2.3 : organigramme du quartier sakombi
Figure 2.4 : forage manuel existant au quartier sakombi sur l’avenue liboke n°15
Figure 3.1 : coupe du rabattement dans le sol
Figure 3.2 : schéma de captage d’eau souterraine
Figure 3.3 : pompe centrifuge à simple aspiration
Figure 3.4 : données climatiques récoltées du logiciel reetscreemplus
Figure 3.5 : batterie solaire
Figure 3.6 : contrôleur de charge Studer vario string VS – 120 MPPT Solar
Figure 3.7 : convertisseur chargeur quadro – 3 kVA – 15 kVA
Figure 3.8 : schéma synoptique de notre ASI
Figure 3.9 : parafoudre solaire
Figure 3.10 : câble solaire
Figure 3.11 : schéma technologique du système
Figure 3.12 : schéma de commande électrique du système
Figure 3.13 : schéma bloc du système
V
VI
Liste des tableaux
Tableau 1.1 : illustration des quartiers de la commune de kimbanseke
Tableau 1.2 : infrastructure du quartier sakombi
Tableau 1.3 : les noms de quelques personnels administratifs du bureau du
quartier
Tableau 1.4 : données comparatives des habitants du quartier sakombi durant
le 5 dernières années
Tableau 1.5 : le comportement de quelques gaz par rapport à la situation de l’eau
Tableau 1.6 : classification des eaux d’après leur PH
Tableau 1.7 : consommation journalière du quartier.
Tableau 1.8 : caractéristique du réservoir
Tableau 1.9 : caractéristique de la pompe
Tableau 1.10 : différentes valeurs de la tension de fonctionnement en fonction
de la puissance crête
Tableau 1.11 : caractéristique du module
Tableau 1.12 : caractéristique de la batterie
Tableau 1.13 : fiche technique convertisseur chargeur – quadro – 3 kVA – 15
kVA
Tableau 1.14 : valeur de la tension admissible.
Liste des abréviations
HMT : hauteur manométrique
Wc : watt crête
A : ampère
V : volt
Icc : courant de court – circuit
Uco : tension à vide
MPP: Maximal Power Point
NiMH: Nickel-Métal-Hydrure
FF : facteur de forme
MPPT : Maximum Power Point Tracker
VI
VII
AEP : adduction d’eau potable
VII
1
1. INTRODUCTION GENERALE
1.1. PROBLEMATIQUE
L’eau potable est une source de vie inévitable pour chaque être
vivant, composée chimiquement de deux atomes d'hydrogène et un atome
d'oxygène formulée par H2 o. Malheureusement celle – ci n’est pas accessible à
tout le monde dans notre pays suite aux abondantes raisons : faiblesse des
moyens financiers du secteur, délabrement des installations existantes,
mauvaise gestion des réseaux, explosion démographique et non contrôlée des
villes et de leur périphérie etc...
La REGIDESO, structure publique qui gère les réseaux d’eau potable
en milieu urbain, n’est pas en mesure de suivre cette croissance effrénée. C’est
pourquoi notre recherche est basé dessus. Le quartier SAKOMBI est un secteur
de la province ville de Kinshasa, situé dans la commune de KIMBANSEKE.
La population vivante dans ce quartier non desservis par la REGIDESO,
souffre d’une pénurie d’eau potable malgré l’existence de quelques forages du
types traditionnels (manuels) travaillant par la motricité humaine, ce qui n’est
pas acceptable de voir une population vivante dans la capitale de la république
démocratique du Congo au 21ème siècle où nous sommes avec ces genres des
conditions.
Puisque
l’eau
naturelle
n’est
jamais
entièrement
pure,
vu
qu’indépendamment des composés isotopiques ; elle renferme à l'état de
dénouement de nombreux gaz et sels minéraux. << Une eau très pure s'obtient
au laboratoire par distillation >>.1
Sur ce, nous nous sommes décidés d’améliorer cette condition anormale
d’extraction d’eau en installant un système automatique d’adduction d’eau
alimenté par l’énergie solaire photovoltaïque pour permettre à cette population
d’avoir accès à une eau potable qui est l’outil principale garantissant la bonne
santé à 80 %.
1.2. HYPOTHESE DU TRAVAIL
Comme tout travail scientifique a ses problèmes dont nous essayerons
d’apporter des solutions. En effet, quelques questions sont posées pour la
réalisation de cette étude dont nous citons :
Comment procéder pour améliorer cette condition d’extraction d’eau dans le
quartier sakombi ?
1
Henri JARLAN, l'Eau, p. 65.
1
2
Comment faire pour que l’eau potable soit accessible à tout le monde dans le
quartier sakombi ?
Puisque l’eau souterraine n’est pas totalement pure, à l’état dissous elle
renferme de nombreux gaz et sels minéraux, comment faire pour traiter cette eau
en fin qu’elle réponde aux conditions de potabilité, sa composition minéralogique
et son ph en fin de le distribuer aisément à cette population ?
Toutes les questions posées ci – dessus seront traiter en détail tout au long
de notre étude.
1.4. DELIMITATION DU SUJET
Notre sujet sera basé essentiellement sur le dimensionnement des
équipements électromécaniques d’un système d’adduction d’eau et son
alimentation en énergie électrique dans le cas précis du quartier SAKOMBI
dans la commune de KIMBANSEKE. Cette étude couvre la période de l’année
académique 2020 – 2021.
1.5. OBJECTIF A ATEINDRE ET INTERET DU TRAVAIL
 OBJECTIF
L’objectif principal de notre travail est que, la population du secteur de
sakombi puisse avoir l’accessibilité à une eau potable sans l’exercice de la
motricité humaine contrairement aux années précédentes, en leur assurant un
accès durable à l’eau potable. Compendieusement, cette étude contribuera à
l’amélioration de leurs conditions de vie.
 INTERET DU TRAVAIL
L’intérêt majeur de notre étude est que, les habitants du quartier
sakombi puisse bénéficier d’une distribution d’eau potable, stable, continue et de
bonne qualité. En effet, la disponibilité de cette eau permettra d’une part, de
diminuer de manière significative les maladies d’origine hydrique et d’autre part,
d’améliorer l’assainissement et l’hygiène. Car le corps humain a besoin d’une
bonne qualité d’eau pour sa bonne nutrition.
1.6. METHODOLOGIE DU TRAVAIL
Les méthodes et techniques poursuivis pour réaliser ce travail sont
nombreuses dont nous citons :
La méthode documentaire : cette méthode nous a permis de consulter des
documents, livres, ouvrages et quelques recherches webographies relatifs à
notre étude.
2
3
La technique d’interview : cette technique nous a permis de récolter quelques
informations sur terrain relatives à notre étude par conversation orale avec
quelques habitants du quartier sakombi.
Visite : qui consiste à se rendre sur terrain pour palper la réalité de cette
population.
1.7. SUBDIVISION DU TRAVAIL
Hormis, l’introduction générale et la conclusion générale, notre travail est
subdivisé en trois chapitres de la manière suivante :
Chapitre 1 : Généralités sur l’énergie solaire photovoltaïque.
Chapitre 2 : Présentation du quartier Sakombi et évaluation de la
consommation en eau.
Chapitre 3 : Choix de générateur solaire PV et mise en œuvre du système
automatique de pompage
3
4
CHAPITRE 1 : GENERALITES SUR L’ENERGIE SOLAIRE PHOVOLTAIQUE
1.1 Introduction
1.2 Notions de base sur le gisement solaire2
1.2.1 Présentation du soleil
1.2.1.1
Définition du soleil
Le soleil est une source quasiment inépuisable d’énergie qui envoie à la
surface de la terre un rayonnement qui représente chaque année environ 15000
fois la consommation énergétique de l’humanité. Cela correspond à une
puissance instantanée reçue de 1 kilowatt crête par mètre (kWc/m²) répartie sur
tout le spectre, de l’ultraviolet à l’infrarouge. Les déserts de notre planète
reçoivent en 6 heures plus d’énergie du soleil que ne consomme l’humanité en
une année.
1.2.1.2
Connexité terre soleil
Depuis très longtemps, l’homme a cherché à utiliser l’énergie émise par le
soleil, l’étoile la plus proche de la terre. La plupart des utilisations sont directes
comme en agriculture, à travers la photosynthèse ou dans diverses applications
de séchage et de chauffage, autant artisanale qu’industrielle. Cette énergie est
disponible en abondance sur toute la surface terrestre.
Malgré une atténuation importante lors de la traversée de l’atmosphère, une
quantité considérable arrive à la surface du sol. On peut ainsi compter sur 1000
W/m² dans les zones tempérées et jusqu’à 1400 W/m² lorsque l’atmosphère est
faiblement chargée en poussière ou en eau. Le flux solaire reçu au niveau du sol
terrestre dépend de plusieurs paramètres :
 L’orientation et l’inclinaison de la surface terrestre.
 La latitude du lieu de collecte, de son degré de pollution ainsi que de son
altitude.
 La période de l’année.
 L’instant considéré dans la journée.
 La nature des couches nuageuses.
Remarque :
Les zones les plus favorables sont répertoriées sous forme d’atlas et mettent
en évidence des « gisements solaires » à la surface de la terre.
M.RAFIK BEBALEK, étude et dimensionnement d’une installation photovoltaïque, république
algérienne, 2016 – 2017, page 12 - 23
2
4
5
1.2.1.3
Rayonnement solaire
Le soleil est une sphère gazeuse composée presque totalement d’hydrogène.
Son diamètre est de 1 391 000 km (100 fois celui de la Terre), sa masse est de
l’ordre de 2.1027 tonnes. Toute l’énergie du Soleil provient de réactions
thermonucléaires qui s’y Produisent. Elles transforment à chaque seconde
564.106 tonnes d’hydrogène en 560.106 tonnes d’Hélium, la différence de 4
millions de tonnes est dissipée sous forme d’énergie (E = ∆m × C2 ), ce qui
représente une énergie totale de 36.10²² KW.
La terre étant à une distance de 150 .106 km du Soleil, elle reçoit une énergie
de 1,8.1017 Watt. La valeur du flux de rayonnement solaire E reçu par une surface
perpendiculaire aux rayons solaires placée à la limite supérieure de l’atmosphère
terrestre (soit à environ 80 km d’altitude) varie au cours de l’année avec la
distance terre/soleil. Sa valeur moyenne E0 est appelée la constante solaire, elle
vaut E0 = 1353 W.m-2. En première approximation, on peut calculer la valeur de
E en fonction du numéro du jour de l’année par :
E = E0 [1+ 0,033 cos (0,984 j)]
(1.1)
j : jour de l’année
1.2.1.4
Aspects géométriques
Nous allons nous intéresser ici au calcul du flux de chaleur radiatif reçu par
un plan incliné placé à la surface de la Terre et orienté dans une direction fixée.
La connaissance de ce flux est la base du dimensionnement de tout système
solaire.
1.2.1.4.1
Systèmes de coordonnées
A. Coordonnées terrestres
Tout point de la sphère terrestre peut être repéré par deux coordonnées,
appelées coordonnées terrestres, à savoir sa latitude φ (positive dans
l’hémisphère nord, négative dans l’hémisphère sud) et sa longitude L (positive à
l’ouest, négative à l’est).
a) La latitude φ
La latitude est une coordonnée géographique représentée par une valeur
angulaire, expression de la position d'un point sur Terre (ou sur une autre
planète), au nord ou au sud de l'équateur qui est le plan de référence.
Elle est comptée de 0° à + 90° positivement dans l’hémisphère nord et
négativement dans l’hémisphère sud.
5
6
b) La longitude L
La longitude d’un lieu correspond à l’angle formé par deux plans méridiens
(passant par l’axe des pôles), l’un étant pris comme origine (méridien de
Greenwich 0°) et l’autre déterminé par le lieu envisagé. On affecte du signe (+) les
méridiens situés à l’est de ce méridien, et du signe (-) les méridiens situés à
l’ouest. La longitude d’un lieu peut aussi être comprise entre -180° et +180°, à
tout écart de 1° de longitude correspond à un écart de 4 minutes de temps.
c) Inclinaison 𝛽
C’est l’angle que forme le plan de capteur et l’horizontal du lieu.
.
Figure (1.1) : Coordonnées terrestres.
B. Coordonnées équatoriales
Le mouvement du soleil est repéré par rapport au plan équatorial de la terre
à l’aide de deux angles (δ, ω).
a) La déclinaison δ
C’est l’angle que forme la direction du soleil avec le plan équatorial. La
déclinaison varie de façon sinusoïdale au cours de l’année : elle vaut 0 aux
équinoxes et atteint ces deux valeurs extrêmes au solstice d’hiver (-23°,27’) et
au solstice d’été (+23°,27’). Elle est donnée par la relation suivante :
δ = 23,45 × sin [0,980 × (n - 81)]
(1.2)
n : Numéro du jour de l’année à partir du 1er janvier.
6
7
b) L’angle horaire ω
L'angle horaire mesure le mouvement du soleil par rapport à midi qui est
l’instant où le soleil passe au plan méridien du lieu quand le solaire est au zénith.
Cet angle est formé entre la projection du soleil sur le plan équatorial à un
moment donné et la projection du Soleil sur ce même plan au midi solaire. Sa
valeur est nulle à midi solaire, négative le matin et positive en après-midi et elle
augmente de 15° par heure. Il varie entre -180° et +180°.
ω = 15 × (TSV-12)
(1.3)
Avec :
ω : en degré
TSV : temps solaire vrai
C. Coordonnées horizontales
Dans ce système de coordonnées le soleil est repéré par sa hauteur h, son
azimut α et l’horizon astronomiques comme plan de référence.
a) La hauteur du soleil H
C’est l’angle que fait la direction du soleil avec sa projection sur le plan
horizontal. La hauteur du soleil varie à chaque instant de la journée et de l’année
selon la relation suivante :
Sin H = sin φ × sin δ + cos φ × cos δ × cos ω
(1.4)
b) L’azimut du soleil α
C’est l’angle que fait la projection de la direction du soleil avec la direction du
Sud. Les azimuts varient de 0° à 360° de l’ouest vers l’est. Ils sont donnés par la
formule suivante :
sin 𝑎 =
𝑐𝑜𝑠𝛿×𝑠𝑖𝑛𝜔
𝑐𝑜𝑠𝐻
(1.5)
7
8
Figure (1.2) : Coordonnées horizontales
1.2.1.4.2
Mouvement de la terre
La trajectoire de la terre autour du soleil s’appelle « l’écliptique ». La distance
terre soleil ne varie que ±1,7% par rapport à sa valeur moyenne qui est de 1,5.108
Km. Cette distance est minimale au début de janvier et maximale au début de
juillet. On peut décomposer le mouvement de la terre en mouvements de rotation
et de translation.
a) Mouvement de rotation
La terre tourne autour de son axe de rotation (Pôle Nord, Pôle Sud) dans le
sens trigonométrique. L’alternance des jours et des nuits est une manifestation
immédiate de ce mouvement. On définit le jour solaire comme la durée moyenne
entre deux passages consécutifs au méridien d’un lieu, ce jour est divisé en 24
intervalles égaux appelés heures. La rotation de la terre s’effectue avec une
période de 23h 56mn 04s ≈ 24h et une vitesse linéaire de rotation de
0,465Km/s.
Les saisons n’existeraient pas si la terre se tenait droite, sur son orbite. Le
fait que son axe de rotation est penché d’un angle de 23,45° avec un mouvement
de révolution, le pôle Nord et le pôle Sud vont pouvoir alternativement s’exposé
au soleil.
b) Mouvement de translation
La terre est en rotation sur elle-même et elle effectue un tour complet au tour
du soleil en 365 jours 5h 48mn 40s ≈ 365.25 jours. Elle décrit une orbite
elliptique dont le soleil occupe l’un des foyers. Cette orbite est située dans un
plan appelé plan de l’écliptique où le soleil est presque au centre. Elle est
légèrement aplatie, elle correspond à un cercle de rayon moyen de 1,5.108 km.
Cette distance est minimale au début janvier et maximale au début de Juillet.
8
9
Figure (1.3) : Schématisation des mouvements de la Terre autour du soleil
1.2.1.4.3
Mouvement apparent du Soleil
Le mouvement apparent du Soleil vu par un observateur fixe en un point de
latitude φ au nord de l’équateur est représenté sur la figure (I.4). Au midi solaire,
l’angle que fait la direction du Soleil avec la verticale du lieu est égal à (φ – δ). La
durée du jour est de 12h aux équinoxes, elle est inférieure à 12h entre le 21
septembre et le 21 mars, supérieure à 12h entre le 21 mars et le 21 septembre.
 Le midi solaire
C’est l'instant où le Soleil atteint son point de culmination, en un endroit
donné de la Terre ; à cet instant, son angle horaire est égal à zéro.
a) La culmination
La culmination est le phénomène astronomique associé au passage d'un astre
au méridien céleste d'un lieu donné. On distingue :


La culmination supérieure, quand l'astre passe par son point de hauteur
maximum.
La culmination inférieure, quand l'astre passe par son point de hauteur
minimum.
9
10
Figure (1.4) : Trajectoires apparentes du Soleil pour chacune de ces journées de
l'hémisphère nord.
1.2.1.4.4
Durée et taux d’ensoleillement
a) Durée d’ensoleillement
Selon les conditions atmosphériques, le ciel peut être plus ou moins couvert
de nuages au cours d’une journée. Ceux-ci occultent le Soleil, totalement ou
Partiellement, empêchant ainsi le rayonnement d’atteindre directement le sol. On
appelle durée effective d’ensoleillement ou insolation SS le temps Pendant
lequel, au cours d’une journée, le rayonnement solaire direct a atteint le sol du
lieu considéré.
b) Taux d’ensoleillement
Par ciel clair sans nuages, le sol reçoit le rayonnement solaire direct pendant
toute la durée du jour, ou plus précisément pendant la durée maximale
d’ensoleillement SSo.
On appelle taux d’ensoleillement ou taux d’insolation le rapport entre la durée
effective et la durée maximale d’ensoleillement.
𝐬𝐬
𝐝𝐮𝐫é𝐞 𝐝′𝐢𝐧𝐬𝐨𝐥𝐚𝐭𝐢𝐨𝐧
𝛔 = 𝐬𝐬 = 𝐝𝐮𝐫é𝐞 𝐝′ 𝐢𝐧𝐬𝐨𝐥𝐚𝐭𝐢𝐨𝐧 𝐦𝐚𝐱𝐢𝐦𝐚𝐥𝐞
𝟎
(1.6)
c) Calcul de la durée d’ensoleillement
A chaque réception d'une donnée du capteur de luminosité, les calculs sont
effectués pour calculer le seuil théorique de radiation solaire. Si la valeur de
radiation solaire mesurée est supérieure ou égale à 75% de la radiation solaire
théorique alors on peut en conclure que le temps est ensoleillé.
10
11
A noter que ce calcul d'ensoleillement ne s'applique uniquement que lorsque
l'inclinaison du soleil est supérieure à 3°. En effet, à l'approche du levé/couché
du soleil, on atteint les limites de précisions de ces calculs.
1.2.1.5
1.2.1.5.1
Aspects énergétiques
L’atmosphère terrestre
L’atmosphère est constituée de plusieurs couches de caractéristiques
différentes, ce sont :
La troposphère, entre le sol et 15 km d’altitude.
La stratosphère entre 15 et 80 km d’altitude.
L’ionosphère entre 80 et 200km d’altitude.
Les caractéristiques absorbantes de l’atmosphère sont déterminées par la
présence de :
 CO2 (0,03%).
 Vapeur d’eau : en quantité variable caractérisé par l’épaisseur d’eau
condensable qui est l’épaisseur d’eau que l’on obtiendrait en condensant
toute la vapeur d’eau contenue dans l’atmosphère.




 Ozone (O3) située entre 10 et 30 km d’altitude.
 Aérosols : grains de sable, poussières, fumées…
1.2.1.5.2
Caractéristiques du rayonnement solaire
a) Composition
Le rayonnement solaire se compose de radiations électromagnétiques émises
par le soleil, dont le spectre s’étend des plus petites longueurs d’ondes (rayons
gamma) vers les grandes ondes radioélectriques.
Les parties de ce spectre qui jouent un rôle dans l’interaction du rayonnement
solaire avec l’environnement terrestre sont essentiellement les bandes
infrarouges, visibles et ultraviolettes, ainsi que la gamme radioélectrique et celles
des microondes lorsque ce rayonnement traverse l’atmosphère pour atteindre la
surface terrestre, il est fortement atténué en raison des phénomènes d’absorption
et de diffusion par les différents constituants de celle-ci.
On trouvera sur la figure (1.5) la répartition spectrale du rayonnement solaire
au niveau du sol terrestre avec indication des gaz partiellement opaques qui
filtrent ce rayonnement selon la longueur d’onde.
11
12
Figure (1.5) : Répartition spectrale du rayonnement solaire au niveau du sol
terrestre
b) Dualité de la lumière
La lumière peut être considérée sous forme d’ondes électromagnétiques de
longueur d’onde λ ou sous forme de photons, corpuscules possédant une énergie
E liée à λ par la relation suivante :
E = hν = h
c
λ
(1.7)
Avec :
h : Constante de Planck [j.s]. h = 6,62607004 × 10-34 m² kg/s
C : Vitesse de la lumière dans le vide [m.s-1]. C= 3.108 m. s-1
𝝂 : fréquence [s-1]
𝝺 : Longueur d’onde [m]
La notion de dualité onde/corpuscule est importante pour comprendre les
phénomènes d’interaction entre un rayonnement et un matériau. Les longueurs
d’ondes du rayonnement solaire terrestre sont comprises entre 0,2μm (ultraviolet) et 4μm (infrarouge) avec un maximum d’énergie pour 0,5μm. 97,5% de
l’énergie solaire est comprise entre 0,2μm et 2,5μm. De 0,4μm à 0,78μm, le
spectre correspond au domaine du visible.
Les capteurs d’énergie solaire doivent donc être compatibles avec ces
longueurs d’ondes pour pouvoir piéger les photons et les restituer sous forme de
chaleur ou d’électrons. Pour que le rayonnement solaire produit un courant
électrique dans un matériau donné, il faut qu’un électron lié à son atome (bande
de valence) soit arraché pour participer à la conduction du courant, donc il faut
lui fournir une énergie minimale (seuil d’énergie) afin qu’il puisse atteindre les
12
13
niveaux énergétiques supérieurs (la bande de conduction) : c’est l’énergie du gap
optique ou largeur de bande interdite Eg, exprimée en eV.
Cette valeur seuil est propre à chaque matériau en raison de la structure
électronique différente de chaque type d’atomes. Elle est de 1,1 eV pour le
silicium cristallin et de 1,7 eV pour le silicium amorphe. Dans le cas du silicium,
l’énergie minimale nécessaire correspond à l’énergie des photons ayant une
longueur d’onde inférieure à 1,1 μm.
c) Types du rayonnement solaire
Comme nous l’avons évoqué précédemment, l’atmosphère ne transmet pas
au sol la totalité du rayonnement solaire qu’elle reçoit. De ce fait le rayonnement
solaire peut se décomposer en plusieurs catégories définies comme suites :
 Le rayonnement direct : est celui qui traverse l’atmosphère sans subir de
modifications.
 Le rayonnement diffus : est la part du rayonnement solaire diffusé par
les particules Solides ou liquides en suspension dans l’atmosphère. Il n’a
pas de direction privilégiée.
 Le rayonnement réfléchi : C’est la fraction du rayonnement incident
diffusée ou réfléchi par le sol et les nuages. Ce terme étant généralement
réservé au sol, c’est une valeur moyenne de leur réflectance pour le
rayonnement considéré et pour tous les angles d’incidences possible. Par
définition ; le corps noir possède un albédo nul.
 Le rayonnement global : est la somme du rayonnement direct, diffus et
réfléchi.
Figure (1.6) : Différents composants du rayonnement.
13
14
d) Mesure du rayonnement solaire
Les figures suivantes présentent les appareils de mesure pour les différents
types de rayonnement :
Figure (1.7) : Différents appareils de mesure du rayonnement solaire.
1.3 Principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque
1.3.1 Introduction
1.3.2 Brève historique sur l’effet photovoltaïque
L’effet photovoltaïque a été découvert par le physicien français A. Becquerel
en 1839. Le mot « photovoltaïque » vient du mot « photo » (du grec « phos » qui
signifie « lumière ») et du mot « Volt » (patronyme du physicien Alessandro Volta
qui a contribué de manière très importante à la recherche en électricité). Le
développement des cellules solaires a suivi les progrès de l’industrie des semiconducteurs, en particulier ceux de l’industrie du silicium qui constitue le
principal matériau à partir duquel sont fabriquées les cellules.
Les premières cellules ont été conçues pour permettre une alimentation
électrique fonctionnant plusieurs années sur les satellites. De grandes sociétés
de l’électronique se sont au début intéressé à cette technologie pour alimenter
des sites isolés (mesures, télécommunications, balises…) avant que les successifs
chocs pétroliers relancent leur intérêt dans les années soixante-dix. A partir de
14
15
cette période, des sociétés spécialisées dans ce domaine se sont créées, tout
d’abord aux USA, ensuite au Japon et en Europe.
La technologie des cellules au silicium est maintenant bien maîtrisée et les
nouveaux développements se concentrent sur l’amélioration du rendement et
l’abaissement des coûts de fabrication. En parallèle avec ces produits existants,
de nouvelles cellules, utilisant des phénomènes proches de la photosynthèse,
pourraient apparaître sur le marché dans la prochaine décennie si les
développements prometteurs obtenus en laboratoire se concrétisent par des
produits industriels.
1.3.3 La cellule photovoltaïque
La cellule photovoltaïque ou encore photopile est le plus petit élément d’une
installation photovoltaïque. Elle est composée de matériaux semi-conducteurs et
transforme directement l’énergie lumineuse en énergie électrique.
Les cellules photovoltaïques sont constituées :
 D’une fine couche semi-conductrice (matériau possédant une bande
interdite, qui joue le rôle de barrière d’énergie que les électrons ne peuvent
pas franchir sans excitation extérieure, et dont il est possible de faire varier
les propriétés électriques) tel que le silicium, qui est un matériau
présentant une conductivité relativement bonne.
 D’une couche antireflet permettant une pénétration maximale des rayons
solaires.
 D’une grille conductrice sur le dessus ou cathode et d’un métal conducteur
sur le dessous ou anode. Les plus récentes possèdent même une nouvelle
combinaison de multicouches réfléchissantes juste en dessous de semiconducteur, permettant à la lumière de rebondir plus longtemps dans
celui-ci pour améliorer le rendement.
Figure (1.8) : structure basique d’une cellule solaire.
15
16
Une cellule photovoltaïque est basée sur le phénomène physique appelé effet
photovoltaïque qui consiste à établir une force électromotrice lorsque la surface
de cette cellule est exposée à la lumière. La tension générée peut varier entre 0.3V
et 0.7 V en fonction du matériau utilisé et de sa disposition ainsi que de la
température et du vieillissement de la cellule.
1.3.4 Conversion photovoltaïque
1.3.4.1
Semi-conducteur
Les matériaux semi-conducteurs sont des corps dont la résistivité électrique
est intermédiaire entre celle des conducteurs et celle des isolants. Les quatre
électrons de valence du silicium permettent de former quatre liaisons covalentes
avec un atome voisin. Dans ce cas, tous les électrons sont utilisés et aucun n’est
disponible pour créer un courant électrique.
Figure (1.9) : le semi-conducteur (silicium).
1.3.4.2
Le dopage de semi-conducteur
Pour augmenter la conductivité des semi-conducteurs on y introduit des
impuretés. Ce procédé est appelé dopage.
a) Dopage de type N
On remplace un atome de silicium par un atone pentavalent (phosphore p).
Quatre d’entre eux assurent les liaisons avec les atomes voisins de silicium et le
cinquième reste disponible, il sera excité vers la bande de conduction très
facilement par l’agitation thermique.
D’où le nombre d’électron libre qui va fortement augmenter : dans ce cas le
nombre de trou est très inférieur au nombre d’électron libre. On obtient ainsi un
cristal dopé N (négatif).
16
17
Figure (1.10) : dopage de semi-conducteur de type n.
b) Dopage de type P
De la même façon on introduit des atomes trivalents, ses trois électrons vont
assurer les liaisons covalentes avec trois atomes voisins mais laisser un trou au
quatrième. Ce trou se déplace de proche en proche dans le cristal pour créer un
courant. Ici le nombre de trous est très supérieur au nombre d’électrons libres
du cristal intrinsèque, on obtient donc un cristal dopé P (positif), les impuretés
utilisées sont souvent du Bore B.
Figure (1.11) : dopage de semi-conducteur de type p.
1.3.4.3
La Jonction PN
Une jonction PN est l’accolement d’une région dopé P et d’une région dopée
N. Lors de cet assemblage les porteurs de charges libres s’attirent et se
recombinent dans la zone de jonction où les porteurs libres disparaissent : c’est
la zone de transition. Il ne reste donc plus que les ions dans cette zone qui vont
créer un champ électrique interne au niveau de la jonction et qui empêche les
charges libres restantes dans chaque zone de traverser la jonction pour se
recombiner.
17
18
a) Migration des charges
b) Champ électrique E mobiles vers le plan de jonction. Résultant, dû
aux charges fixes.
Figure (1.12) : La jonction p-n.
1.3.5 Effet photovoltaïque
La conversion de l’énergie solaire en énergie électrique repose sur l’effet
photovoltaïque, c’est-à-dire sur la capacité des photons à créer des porteurs de
charges (électrons et trous) dans un matériau.
Lorsqu’un semi-conducteur est illuminé avec un rayonnement de longueur
d’onde appropriée (l’énergie des photons doit être au moins égale à celle du gap
énergétique du matériau), l’énergie des photons absorbée permet des transitions
électroniques depuis la bande de valence vers la bande de conduction du semiconducteur, générant ainsi des paires électrons-trous, qui peuvent contribuer au
transport du courant (photoconductivité) par le matériau lorsqu’on le polarise.
Si on illumine maintenant une jonction PN représenté sur la figure (1.12), les
paires électrons-trous qui sont créés dans la zone de charge d’espace de la
jonction sont immédiatement séparées par le champ électrique qui règne dans
cette région, et entraînées dans les zones neutres de chaque côté de la jonction.
Si le dispositif est isolé, il apparaît une différence de potentiel aux bornes de la
jonction (photo tension), s’il est connecté à une charge électrique extérieure, on
observe le passage d’un courant alors qu’on n’applique aucune tension au
dispositif. C’est le principe de base d’une cellule photovoltaïque.
18
19
Figure (1.13) : l`effet photovoltaïque.
1.3.6 Principe de fonctionnement
Pour créer un courant électrique dans un semi-conducteur, il faut lui fournir
une énergie qui permet d’extraire des électrons de la bande de valence pour les
transférer dans la bande de conduction, soit une énergie supérieure au gap de la
bande interdite. La lumière dont les photons transportent une énergie : 𝐄 = 𝐡. 𝛎
permet d’atteindre cet effet : c’est l’effet photovoltaïque.
La lumière pénétrant dans un semi-conducteur permet donc, si son énergie
est supérieure au gap de faire passer le semi-conducteur de l’état isolant à l’état
conducteur, ce phénomène augmente lorsque la température du semiconducteur s’élève. Lorsqu’un électron est extrait de la bande de valence pour
passer dans la bande de conduction, il laisse derrière lui une vacance ou un trou
à sa place, alors un autre électron proche de la bande de valence peut combler
ce trou et laisser derrière lui à son tour un trou, on aura ainsi établi un courant
de trous.
Les deux types de courant ne seront pas différenciés, on parlera simplement
de courant, qu’il s’agisse d’électrons ou de trous. De même on dit que l’absorption
de l’énergie des photons par le semi-conducteur crée des paires de porteurs
électron-trou. L’effet photoélectrique modifie simplement la conductivité
électrique de certains semi-conducteurs, ceci est utilisé pour fabriquer des
résistances dépendant de la lumière, composants largement utilisés dans les
appareils photographiques et partout où la lumière doit être mesurée.
Pour transformer le semi-conducteur photosensible de composant passif en
composant actif, il faut pouvoir générer un courant de porteurs, donc apporter
une force qui obligera les électrons et les trous à s’écouler dans deux directions
opposées. Cette force sera réalisée par un champ électrique interne provenant du
dopage du semi-conducteur.
19
20
Figure (1.14) : le principe de fonctionnement d`une cellule PV.
1.3.7 Les types des cellules photovoltaïques
Les différentes techniques utilisées de nos jours, ont permis de mettre au
point divers types de cellules au silicium : monocristallin, poly cristallin,
amorphe. Il existe aussi d'autres types de cellules qui utilisent d'autres types de
matériaux.
a) Cellule en silicium monocristallin
Lors du refroidissement, le silicium fondu se solidifie en ne formant qu'un
seul cristal de grandes dimensions. On découpe ensuite le cristal en fines
tranches qui donneront les cellules. Ces cellules sont en général d'un bleu
uniforme. Les cellules monocristallines sont les plus commercialisés offrant un
bon rendement électrique compris entre 10% et 17%, mais font appel à une
méthode de production plus complexe et donc coûteuse. En effet, l’obtention d’un
cristal pur nécessite une grande quantité d’énergie.
Figure (1.15) : Cellule photovoltaïque monocristalline.
20
21
b) Cellule en polycristallin
Pendant le refroidissement du silicium dans une lingotière, il se forme
plusieurs cristaux. La cellule photovoltaïque est d'aspect bleuté, mais pas
uniforme, on distingue des motifs créés par les différents cristaux. Les cellules
polycristallines ont un rendement électrique compris entre 11% et 15%. Leur
procédé de fabrication consomme moins d’énergie. Elles ont ainsi un coût de production
plus faible mais un rendement légèrement inférieur à celui des cellules monocristallines.
Figure (1.16) : Cellule photovoltaïque polycristallin.
c) Cellule amorphe
Le silicium lors de sa transformation, produit un gaz, qui est projeté sur une
feuille de verre. La cellule est marronne. C’est la cellule des calculatrices et des
montres dites « solaires », leurs coûts de fabrication sont les plus intéressants,
mais elles ont un rendement compris entre 5 et 7%.
Figure (1.17) : Cellule photovoltaïque amorphe.
21
22
1.3.8 Caractéristiques d’une cellule photovoltaïque
Il existe de nombreuses familles et sous familles de cellules photovoltaïques
qui diffèrent chacune de la nature du semi-conducteur et du procédé de
fabrication. Cependant, les propriétés électriques des cellules photovoltaïques
sont semblables d’une technologie à une autre.
Dans le but de savoir dimensionner une installation photovoltaïque, il
apparaît essentiel de comprendre et d’assimiler le comportement électrique des
cellules photovoltaïques, et par similitude celui des modules photovoltaïques qui
constitueront le générateur.
1.3.8.1
Zones de fonctionnement du module photovoltaïque
Les caractéristiques électriques d’un panneau photovoltaïque varient en
fonction de la température, de l’éclairement et de façon générale des conditions
de fonctionnement lorsqu’il est connecté à une charge donnée.
Figure (1.18) : les différentes zones de la caractéristique I (V).
La caractéristique d’un générateur photovoltaïque constitué de plusieurs
cellules à une allure générale assimilable à celle d’une cellule élémentaire. Nous
pouvons décomposer la caractéristique I(V) d’un générateur PV en trois zones :
C’est dans la zone 3 que se situe le point de fonctionnement pour lequel la
puissance fournie par le générateur est maximale. Ce point est appelé point de
puissance optimale, caractérisé par couple (Iopt, Uopt), et seule une charge
appropriée permet d’extraire la paissance maximale disponible dans les
conditions considérées.
22
23
1.3.8.2
Caractéristique courant-tension d'une cellule photovoltaïque
La puissance électrique délivrée par une cellule photovoltaïque est le produit
de la tension par le courant qu’elle génère. Ces deux grandeurs, courant et
tension, dépendent à la fois des propriétés électriques de la cellule mais aussi de
la charge électrique à ses bornes.
Les propriétés électriques de la cellule sont synthétisées dans un graphe
qu’on appelle caractéristique courant tension. Tout dipôle électrique est
entièrement défini par sa caractéristique courant-tension, qui lui est propre. Une
cellule photovoltaïque, en tant que ((((dipôle électrique,))))) dispose de sa propre
caractéristique courant-tension, ainsi qu’illustré ci-dessous :
Figure (1.19) : Courbe courant-tension d’une cellule photovoltaïque
Cette caractéristique courant-tension est une relation entre la tension et le
courant délivrées par la cellule photovoltaïque. Deux données importantes sont
à relevées :
a) Le courant de court-circuit Icc
Il s’agit du courant qui traverse la cellule photovoltaïque lorsque celle-ci est
en court - circuit, c’est-à-dire lorsque le pôle + est relié au pôle – (la tension à ses
bornes est alors nulle). Dans ce cas, la puissance fournie par la cellule :( P = U ×
I) est nulle.
b) La tension en circuit ouvert Uco
Il s’agit de la tension aux bornes de la cellule lorsque celle-ci est en circuit
ouvert, c’est- à - dire lorsque le pôle (+) et le pôle (–) sont isolés électriquement de
tout autre circuit électrique (le courant la traversant est alors nul). Dans ce cas,
la puissance fournie par la cellule (P = U × I) est nulle. La puissance fournie par
la cellule est tout simplement le produit du courant et de la tension.
23
24
A partir de la caractéristique courant-tension, il est intéressant de dessiner
le graphe de la puissance (P = U × I) en fonction de la tension U, qu’on appelle
aussi caractéristique puissance-tension.
La caractéristique courant-tension d’une cellule photovoltaïque met en
évidence un point de puissance maximum PMPP (MPP signifie en anglais
Maximal Power Point, soit Point de Puissance Maximale). Ce point de puissance
maximale est le produit d’un courant et d’une tension donnés. On appelle
respectivement IMPP et UMPP le courant et la tension correspondant au point de
puissance maximale, c’est-à-dire tel que :
IMPP × UMPP = PMPP
Figure (1.20) Caractéristique courant-tension d’une cellule solaire
photovoltaïque.
Figure (1.21) : Caractéristique puissance tension d’une cellule photovoltaïque
Pour caractériser une cellule photovoltaïque on aura besoin de 4 paramètres
majeurs sont :




Le courant de court-circuit noté Icc
La tension à vide notée Uco
Le courant de puissance maximale noté IMPP
La tension de puissance maximale notée UMPP
La valeur des 4 paramètres ci-dessus dépend d’un certain nombre de
paramètres
24
25
Dont :
 Le niveau d’éclairement de la cellule.
 La température de la cellule
1.3.9 Influence de la température et de l’éclairement
La caractéristique d’une cellule photovoltaïque (ou d’un générateur
photovoltaïque) est directement dépendante de l’éclairement et de la température.
Les variations du courant et de la puissance en fonction de la tension pour
différents niveaux d’éclairements à température maintenue constante 25 °C, la
Figure (1.22), montre clairement l’existence de maxima sur les courbes de
puissance correspondantes aux Points de Puissance Maximale Pmax. Lorsque
l’irradiation varie pour une température donnée, le courant de court-circuit Icc
varie proportionnellement à l’irradiation.
Dans un même temps, la tension de circuit ouvert Uco (à vide) varie très peu.
(a) (b)
Figure (1.22) : Evolution de la caractéristique I (V) (a) et P(V) (b) en fonction de
l’irradiation.
La température est un paramètre très important dans le comportement des
cellules solaires. La température a également une influence sur la caractéristique
d’un générateur PV. La figure (1.16) présente la variation des caractéristiques
d’une cellule photovoltaïque en fonction de température à un éclairement donné.
L’éclairement est ici fixé à 1000W.m-2.
25
26
Figure (1.23) : Evolution de la caractéristique I(V) (a) et P(V) (b)
Pour différentes températures Par contre, si la température croît à irradiation
constante, la tension à vide Uco décroît avec la température. Plus la température
est élevée plus Uco est faible et le courant de court- circuit Icc augmente avec la
température. Cette hausse est nettement moins importante que la baisse de
tension.
L’influence de la température sur Icc peut être négligée dans la majorité des
cas. La température et l’éclairement sont donc les deux principaux paramètres
qui vont modifier la caractéristique d’un générateur photovoltaïque. Ces deux
paramètres devront donc être étudiés avec soin lors de la mise en place d’une
installation PV.
1.3.10
Facteur de forme (FF)
Un paramètre important est souvent utilisé à partir de la caractéristique I(V)
d’une cellule ou d’un générateur PV, c’est le facteur de remplissage ou fill factor
(FF). Ce coefficient représente le rapport entre la puissance maximale que peut
délivrer la cellule notée Pmax et la puissance formée par le rectangle (Icc×Uoc).
Plus la valeur de ce facteur sera grande, plus la puissance exploitable le sera
également.
Les meilleures cellules auront donc fait l’objet de compromis technologiques
pour atteindre le plus possible les caractéristiques idéales.
Il définit par la relation suivante :
𝐅𝐅 = 𝐔
𝐏𝐦𝐚𝐱
𝐦𝐚𝐱 ×𝐈𝐜𝐜
(1.8)
26
27
Avec :
𝐏𝐦𝐚𝐱 = 𝐔𝐦𝐚𝐱 × 𝐈𝐦𝐚𝐱
1.3.11
Rendement des modules photovoltaïques
Le rendement indiqué sur les fiches techniques des modules est le rendement
dans les Conditions Standard de test (niveau d’éclairement Pi=1000W/m²,
Température de cellule 25°C). Il vaut :
𝛈𝐦 = 𝐄
𝐏𝐜𝐮
(1.9)
𝐧𝐨𝐦 ×𝐒𝐦
Avec :
𝐏𝐜𝐮 : puissance crête unitaire d’un module photovoltaïque en [Watt].
𝐒𝐦 : surface du module photovoltaïque en [m²].
𝐄𝐧𝐨𝐦 : éclairement nominal standard égal à 1000W/m²
1.3.12
Les différents composants d’un système solaire photovoltaïque
Figure (1.24) : les différents composants d’une installation photovoltaïque
1.3.12.1
Batteries
A. Fonction
Le stockage d’énergie dans les systèmes photovoltaïques s’effectue
exclusivement à l’aide des batteries d’accumulateurs. Dans un système
photovoltaïque, la batterie remplit trois fonctions importantes :
a) Autonomie : Une batterie permet de répondre aux besoins de la charge en
tout temps, même la nuit ou par temps nuageux.
27
28
b) Courant de surcharge : Une batterie permet de fournir un courant de
surcharge pendant quelques instants, c’est-à-dire un courant plus élevé
que celui que peut fournir le champ PV. Ceci est nécessaire pour faire
démarrer les moteurs et les autres appareils requérant un courant de
démarrage de 3 à 5 fois supérieur au courant d’utilisation.
c) Stabilisation de la tension : Une batterie permet de fournir une tension
constante, en éliminant les écarts de tension du champ PV et en
permettant aux appareils un fonctionnement à une tension optimisée.
B. Types d’accumulateurs
Plusieurs types d’accumulateurs sont en vente sur le marché. Le plus connu
et le plus utilisé dans le photovoltaïque C’est l’accumulateur au plomb.
a) Les Accumulateurs au plomb acide
Il s’agit de la technologie la plus utilisée dans les systèmes solaires
autonomes. Elle offre actuellement la meilleure réponse en ternes de prix et la
durée de vie. De plus, elle présente les caractéristiques les plus recherchées d’une
batterie solaire, à savoir un rendement élevé, une durée de vie longue avec un
grand nombre de cycles et une autodécharge faible. Par contre, les batteries
nickel-cadmium sont plus chères, elles sont utilisées dans les applications ou la
fiabilité est vitale.
Figure (1.25) : batterie ouverte au plomb
b) Les Accumulateurs au Nickel – cadmium
Les batteries de nicke -Cadmium ont une structure physique semblable à
celle du plomb- Acide. Au lieu du Plomb, elles utilisent de l’hydroxyde de Nickel
28
29
pour les plaques positives et de l’oxyde de Cadmium pour les plaques négatives.
L’électrolyte est de l’hydroxyde de Potassium.
La tension de ce type d’accumulateur varie entre 1,15 et 1,17 Volts, par
élément suivant l’état de charge. Le rendement énergétique est de l’ordre de 70%.
En dépit d’un prix encore prohibitif. Ce type d’accumulateur présente beaucoup
d’avantages :




Très bonne résistance mécanique.
Possibilité de supporter des décharges profondes.
Pas d’émanations toxiques à partir de l’électrolyte.
Ne craint pas de gel.
c) Les Accumulateurs NiMH (Nickel-Métal-Hydrure)
Ces batteries remplacent les NiCD car elles sont moins toxiques. Elles sont
cependant assez chères et sont utilisées dans les installations haute gamme.
Leur durée de vie est beaucoup plus grande que celle des batteries au plomb
(50% de plus) mais leur capacité est extrêmement faible (quelques Ah au
maximum).
d) Les Accumulateurs Li-ion (Lithium-ion)
Son énergie massique est très importante ce qui fait de la batterie Li-ion une
des moins lourdes et des moins volumineuses.
Son rendement est excellent et son autodécharge relativement faible. Le
gaspillage est donc réduit.
Un système de sécurité supplémentaire y est intégré car cette batterie
présente des risques d’explosion lorsqu’elle est surchargée, trop déchargée ou
court-circuitée. Sa durée de vie est d’environ 3 ans.
29
30
C. Comparaison des types de batteries en énergie massique
Figure (1.26) : Comparaison des différents types de batteries en énergie
massique
D. Composition d'une batterie solaire plomb- acide
Ces batteries sont composées de plusieurs plaques de plomb dans une
solution d'acide sulfurique. La plaque consiste en une grille d'alliage de Plomb
avec une pâte d'oxyde de plomb marquetée sur la grille. La solution acide
sulfurique et l’eau est appelée électrolyte. Le matériel de la grille est un alliage de
plomb parce que le plomb pur est un matériel physiquement faible, et pourrait
se casser pendant le transport et le service de la batterie.
Figure (1.27) : Composition d'une batterie monobloc.
1. : Grille. 7 : Élément couplet
2. : Séparateur. 8 : Pont
3. : Plaque positive. 9 : Rampe de bouchons.
4. : Plaque négative. 10 : Borne
5 : Barrette 11 : bac
30
31
6 : Faisceau négatif.
E. Principe de fonctionnement
Une réaction chimique intervient lorsque la batterie alimente une charge
connectée à ces deux électrodes. Pendant la décharge, il y a une oxydation à la
plaque négative qui se traduit par une perte d'électrons et réduction à la plaque
positive ou gain d'électrons.
L'électrolyte en présence dans la batterie facilite le déplacement des charges
électrochimiques sous forme d'ions. Le processus inverse se produit quand la
batterie se recharge on voit apparaître immédiatement une force électromotrice
entre les deux électrodes. Les équations des réactions suivantes décrivent la
réaction principale :
Electrode Positive : PbO2 + 3H+ + HSO4- + 2 e- ↔ PbSO4 + 2H2O
Electrode négative : Pb + HSO4-↔ PbSO4 + H++ 2eRéaction : Pb + PbO2 + 2H+ + 2HSO4-↔ 2PbSO4 + 2H2O
F. Calcul de la capacité des Batteries
La quantité d’énergie que peut stocker une batterie est définie par sa capacité
C, mesurée en ampère-heure (Ah).
C=
Ec ×N
D×U
(1.11)
C : capacité de la batterie en ampère. Heure (Ah)
Ec : énergie consommée par jour (Wh/j)
N : nombre de jour d’autonomie
D : décharge maximale admissible (0,8 pour les batteries au plomb)
U : tension de la batterie (V)
G. La durée de vie d’une batterie solaire
La durée de vie d'une batterie solaire s'évalue selon le nombre de cycles de
charge/décharge qu'elle est capable de supporter. Car il s'agit d'une donnée
basée sur un niveau de décharge et sur des conditions atmosphériques données.
La durée de vie d'une batterie solaire dépend d'abord de la technologie utilisée :
plomb ouvert, AGM, GEL.
Ensuite les batteries solaires vieillissent en raison des charges et décharges,
le nombre de cycles dépend principalement de la profondeur habituelle de
décharge. Pour donner un ordre d'idée, pour des décharges de l'ordre de 40%, on
peut estimer les durées de vie suivantes pour les différents types de batteries à
décharge lente :
31
32
-
Batterie solaire au plomb ouverte : 400 à 500 cycles
Batterie solaire AGM (Absorbed Glass Mat) : 600 à 700 cycles
Batterie solaire GEL : 800 à 900 cycles
batterie solaire GEL Long Life : 600 à 2400 cycles
H. Les critères de choix d’une batterie solaire
a) Critères techniques
 Les batteries solaires subissent un grand nombre de cycles charge /
décharge et leur état de charge évolue au fil de la journée et encore plus
au cours des saisons : c'est souvent à la fin de l'hiver que les batteries sont
le plus déchargées.
 Les batteries solaires doivent supporter un grand nombre de cycles et
doivent supporter la décharge profonde.
 On installe généralement des batteries pouvant supporter plus de 300
cycles à 80 % de décharge.
 Une batterie solaire doit résister à une profondeur de décharge pouvant
dépasser les 80 % et atteindre 100 % de décharge (mauvais ensoleillement,
forte consommation électrique occasionnelle, tension de coupure des
convertisseurs trop faible (10,5 V).
L’obtention du courant électrique à partir de panneaux solaires reste chère
et la batterie solaire optimale devrait stocker l'énergie électrique avec le moins de
perte possible (bon rendement de charge). Une batterie déchargée doit accepter
toute l'énergie en provenance des panneaux solaires afin de ne pas gaspiller
l'énergie chèrement produite. L'acceptation de la charge d'une batterie solaire
doit être bonne pour que les batteries se rechargent rapidement.
Une fois stockée sous forme chimique, cette énergie électrique ne doit pas
être perdue :
L’autodécharge de la batterie doit être la plus faible possible. Une bonne
acceptation de la charge et une faible auto décharge favorisent un état de charge
élevé, ce qui a une influence directe sur la durée de vie des batteries. La durée
de vie d'une batterie dépend de beaucoup des paramètres de charge (tensions...)
qui eux-mêmes varient avec la température des batteries : une batterie "idéale"
sera peu sensible à de mauvais paramètres de charge (régulateur solaire pas
adapté, mal réglé, pas de compensation en température...).
b) Critères économiques
Le coût d'achat des batteries est évidement un critère important... Au prix
initial s'ajoute les coûts liés au transport, les frais liés à l'entretien des batteries
que l'on cherchera à minimiser.
32
33
c) Critères liés à la sécurité
L'absence de projections d'acide et de dégagement d'hydrogène est un critère
important.
I. Association de batteries
On associe des batteries en série pour obtenir des tensions multiples de (12
V ,24 V et 48V) et en parallèle pour augmenter la capacité.
Figure (1.28) : Association de deux batteries en série / en parallèle.
1.3.12.2
Régulateur de charge
Il se Place entre les modules photovoltaïques et les batteries, le régulateur de
charge permet de contrôler la charge pour éviter tout endommagement du
stockage d’énergie (gérer la charge et la décharge de la batterie). Il permet de
stabiliser la tension des modules photovoltaïques et de maintenir la charge des
batteries de manière appropriée.
A. Technologies des régulateurs
Il existe trois grandes familles de régulateurs de charge utilisant chacune une
méthode différente de contrôle de charge :
 Le type shunt : le courant de charge des batteries est dévié vers une
résistance et un courant-circuit est effectué au niveau des panneaux
solaires photovoltaïque ; il convient aux applications de faible puissance.
 Le type « série » : le courant de charge des batteries est occasionnellement
coupé par l’ouverture d’un circuit entre les panneaux solaires
photovoltaïques et les batteries ; il convient aux applications de moyenne
puissance.
33
34
Ces deux méthodes ont en commun qu’elles utilisent le niveau de tension des
batteries pour déterminer le moment où réduire ou stopper complètement la
charge des batteries.
B. Le type MPPT (Maximum Power Point Tracker) :
Permet d`optimiser en permanence les paramètres
fonctionnement entre les trois systèmes suivants :
électriques
de
Les modules photovoltaïques, les batteries et les récepteurs (moteur, Pompe,
éclairage, réfrigérateur, etc.) Il y parvient en mesurant en permanence la tension
et le courant du panneau pour tirer de l’énergie au point de puissance maximale.
Sa fonction de balayage lui permet de parcourir la tension du panneau solaire
toutes les deux heures en vue de trouver le point de sortie puissance maximale.
Ainsi peut-il adapter la tension délivrée par le panneau à celle que les
batteries solaires peuvent absorber. Ce type de régulateur est plutôt réservé aux
systèmes de grande puissance en raison de son coût élevé.
1.3.12.3
Onduleur
Un convertisseur d’énergie est un équipement que l’on dispose généralement
soit entre le champ PV et la charge (sans stockage avec charge en continu, il
portera le nom de convertisseur continu-continu), soit entre la batterie et la
charge (il sera alors appelé onduleur ou convertisseur continu-alternatif).
L’onduleur est généralement associé à un redresseur qui réalise la
transformation du courant alternatif en courant continu et dont le rôle sera de
charger les batteries et d’alimenter le circuit en continu de l’installation en cas
de longue période sans soleil.
Figure (1.29) : rôle de l’onduleur.
34
35
Il existe deux types d’onduleurs :
a) Le convertisseur continu – continu
Ce type de convertisseur est destiné à adapter à chaque instant l’impédance
apparente de la charge à l’impédance du champ PV correspondant au point de
puissance maximale. Ce système d’adaptation est couramment appelé MPPT
(maximum power point tracking). Son rendement se situe entre 90 et 95%.
Ce système présente deux inconvénients pour un champ PV de faible
puissance :
 Prix élevé.
 Le gain énergétique annuel par rapport à un système moins
complexe (cas d’une régulation de la tension) n’est pas important.
b) Le convertisseur continu – alternatif
C’est un dispositif destiné à convertir le courant continu en courant
alternatif. La formation de l’ordre de sortie peut être assurer par deux dispositifs
:
 Rotatif : C’est un moteur à courant continu couplé à un alternateur, son
rendement varie de 50% à 60% pour 1KW jusqu'à atteindre 90% pour
50KW. Ses avantages sont : simplicité, onde sinusoïdale, bonne fiabilité.
Ses inconvénients sont : cherté, faible rendement (surtout pour les faibles
puissances).
 Statique : On le désigne sous le nom d’onduleur. C’est un dispositif
utilisant des transistors de puissance ou des thyristors. L’onde de sortie
présente, dans le plus simple des cas, une forme carrée qui peut s’adapter
à quelques types de charges, des pertes à vide considérables surtout pour
des faibles puissances.
Les onduleurs peuvent être améliorés à l’aide d’un filtrage ou par utilisation
des systèmes en PWM (pulse width modulation) qui permettent grâce à la
modulation de la longueur des impulsions d’obtenir une onde de sortie
sinusoïdale. Avec ce système on obtient :
 Un rendement élevé sur une plage du taux de charge.
 De faibles pertes à vide.
Le choix de ce type de composant relève, d’une part de sa particularité à
pouvoir commuter de très grandes valeurs de courant et tension à des fréquences
de découpage de plusieurs dizaines de KHz et d’autre part, parce qu’il permet la
suppression de tous les circuits d’aide à la commutation des montages à
thyristors.
35
36
1.
Boite de jonction
En électricité, une boîte de jonction (BJ) est un boîtier électrique situé en
aval d'un tableau électrique. Elle est située au plus près des installations sur le
terrain et permet de centraliser les départs vers les différents appareils
électriques.
Cette boîte de jonction doit être mise à la terre (si elle est en métal) pour éviter
les risques d'électrisation en cas de défaillance. On doit aussi mettre un couvercle
pour éviter de toucher les conducteurs accidentellement. Les connexions sont
réalisées avec des capuchons de connexion ou avec des borniers. Les fils qui
entrent dans la boîte peuvent être dans des câbles ou dans des conduites. On les
fixe à la boîte avec des connecteurs.
Figure (1.30) : boite de jonction.
36
37
1.4. Conclusion partielle.
Les données météorologiques concernant le rayonnement solaire ne sont
généralement pas suffisantes pour pouvoir quantifier tous les phénomènes qui
se produisent lorsqu’un panneau photovoltaïque reçoit de la lumière. Une bonne
connaissance du gisement solaire s’avère nécessaire.
Dans ce chapitre, nous avons présenté des notions importantes sur le
gisement solaire, comme le mouvement de la terre autour de soleil, les
coordonnées terrestres et les différents appareils de mesure du rayonnement
avec ses différentes composantes. Enfin, nous avons présenté les différents
composants d’une installation solaire photovoltaïque avec leurs rôles et principes
de fonctionnements.
La mise en œuvre de ce système nécessite la connaissance des données du
site et de la demande en eau de cette population. C’est ce qui sera aborder au
deuxième chapitre sur le quartier SAKOMBI dans la commune de KIMBANSEKE.
37
38
CHAPITRE 2 : PRESENTATION ET EVALUATION DES BESOINS EN EAU
POTABLE DU QUARTIER SAKOMBI DANS LA COMMUNE DE KIMBANSEKE
2.1. INTRODUCTION PARTIELLE
Dans ce chapitre, nous allons présenter le quartier SAKOMBI en
commençant par l’historique de la commune de kimbanseke, ainsi que les
différents aspects talques : géographique, démographique, socio – économique,
sécuritaire et énergétique, tout en mettant un accent particulier sur le quartier
faisant l’objet de notre étude.
2.2. Brève historique de la commune de kimbanseke3
La plaine de kimbanseke servait avant tout à assurer l’approvisionnement en
produit vivriers de la ville province de Kinshasa. C’est pourquoi cette terre propice
à l’agriculture fut demandée au grand chef coutumier ANDRE NGANDU MUKOO.
Ensuite, elle servait aux colons belges d’établir des refugiées venues d’Angola qui
fuyaient la rigueur du régime Salazar, communément appelés BAZOMBO, qui
participaient à l’exploitation agricole.
La commune de kimbanseke fut créée la 30 mars 1968 sous le nom de
commune de Tshangu et ses limites sont fixées le 23 janvier 1969. Avant,
kimbanseke était une zone annexe, un territoire suburbain qui dépendait de
Mont – Ngafula dont l’administrateur résidait à Kimwenza. Le dernier
administrateur avait l’érection de la commune fut monsieur NGATABA.
L’érection de la commune a mis fin au régime coutumier et zone annexe.
C’est seulement après la construction du cimetière et de l’asphaltage de la
route qui y mène, que kimbanseke deviendra une vraie agglomération. L’ancien
kimbanseke se trouve le long de l’axe DOKOLO – cimetière et de l’avenue
CECOMAF.
1) Population
La population rassemble les humbu, autochtones, les bazombo et des
congolais d’autres provinces en quête de terre, moins cher. Parmi ces derniers,
on compte une majorité du Bandundu, suivi des ressortissants du Kongo –
central.
3
Wikipédia, situation géographique de la commune de kimbanseke
38
39
2) Géographie
La commune de kimbanseke est limitée au nord par l’intersection de la rivière
Nsanga avec l’axe de boulevard Lumumba jusqu’à son intersection avec la rivière
Tsuenge. A l’Est par la rivière Tsuenge jusqu’à sa source, ensuite par une ligne
droite nord – sud reliant la source ouest de la rivière Bosumu. La rivière Bosumu
jusqu’à son intersection avec la limite sud de la province de Kinshasa.
Au sud par la limite de la province de Kinshasa jusqu’à son intersection avec
la rivière nd’jili et à l’Ouest par la rivière nd’jili jusqu’à son intersection avec
l’axe prolongé de l’avenue Kumbi.
3) Hydrographie
Le réseau hydrographique de la commune de Kimbanseke comprend ses
principaux cours d’eaux. Ces cours d’eaux sont actuellement polluées suite à la
carence d’assainissement adéquat et à la pression démographique de la
commune.
Il s’agit principalement de :









Tsuenge
Nsanga
Mokali
Bansimba
Tumpu
Manzanza
Mongo
Bosumu
Bono
4) Quartier
La commune de kimbanseke est subdivisée en 30 quartiers comme illustré
au tableau ci – dessous.
39
40
Tableau 1.1 : illustration des quartiers de la commune de kimbanseke.
N°
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
QUARTIER
BAHUMBU
BAMBOMA
BIYELA
BOMA
DISASI
ESANGA
KAMBA MULUMBA
KASA – VUBU
KIKIMI
KINGASANI
KISANTU
KUTU
LUEBO
MALONDA
MANGANA
N°
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
QUARTIER
17 MAI
MAVIOKELE
MBUALA
MFUMU NKETO
MIKONDO
MOKALI
MULIE
NGAMAZITA
NGAMPANI
NGANDU
NSANGA
NSUMABWA
REVOLUTION
SAKOMBI
SALONGO
2.2.2. Les différents aspects du quartier SAKOMBI
2.2.1. Situation géographique
a) Délimitation du quartier4
Le quartier Sakombi est situé géographiquement en république démocratique
du Congo dans la ville province de Kinshasa précisément dans la commune de
kimbanseke. Crée en 1991, ayant une superficie de 4 Km², borné au nord par le
quartier mokali sur l’avenue Ngaliema, à l’Est par le quartier kibunda sur
l’avenue révolution, à Ouest par le quartier kamba – mulumba en mont quartier
ngesi en rival sur la rivière mango, et au sud par le quartier kikimi dans la
commune de la nsele vers la ligne haute tension d’Inga. Constitué de 182 rues
et 9 avenues.
4
Bureau du quartier sakombi
40
41
Figure 2.1 : géolocalisation du quartier sakombi
b) Population
Etant dans la commune de kimbanseke, la population vivante dans ce
quartier rassemble les humbu, autochtones, les bazombo et des congolais
d’autres provinces en quête de terre, moins cher. Parmi ces derniers, on compte
une majorité du Bandundu, suivi des ressortissants du Kongo – central.
2.2.2.2. Situation climatique5
Étant dans la ville province de Kinshasa, et tenant compte de sa basse
altitude, le quartier Sakombi beigne dans un climat tropical chaud et humide,
avec une température annuelle moyenne de 25°C et une pluviométrie annuelle
moyenne de 1.400 mm. Il pleut à Kinshasa, en moyenne 112 jours l’an avec un
point culminant de 18 jours de pluies en avril. La ville connaît deux saisons : une
saison pluviale et une saison sèche. La saison des pluies s’étend entre miseptembre et mi-mai, avec des pics de fortes précipitations dans les mois de
novembre et avril. La saison sèche, relativement courte, couvre la période de mimai à mi-septembre. L’humidité relative de l’air a une moyenne générale de 79%.
S. Shomba Kinyamba, F. Mukoka Nsenda, D. Olela Nonga, T.M. Kaminar, W. Mbalanda,
Monographie de la ville de Kinshasa, ICREDES (Kinshasa – Montréal – Washington), 2015, page
9
5
41
42
2.2.2.3. Situation socio - économique
Economiquement, dans la majorité, les habitants du quartier sakombi ont
tous une même mode de vie, très pauvre, et ils sont de la quatrième zone
financièrement dans la ville de Kinshasa. Plus de 99% de la population vivante
dans ce quartier, vive avec moins d’un dollar par jour comme la majorité des
habitants de la république démocratique du Congo. Le tableau ci – dessous nous
montre les activés socio – économiques qui s’exercent dans ce secteur.
Tableau 1.2 : Infrastructures du quartier sakombi
N°
ACTIVITES
1
Centre de santé
2
Bureau de police
4
Marché
5
Terrasse
6
Hôtel
7
Ecole
8
Pharmacie
9
Eglise
10 Maison de communication
11 Dépôt ciment
12 Restaurant
13 Poste de transformation de l’énergie électrique
14 Maison d’élevage des bétails
15 Salon de coiffure
16 Travaux champêtres
TOTAL GENERAL
NOMBRE
10
5
1
5
8
6
20
18
25
2
4
1
3
3
5
116
2.2.2.4. Situation sécuritaire
La sécurité est définie comme un état d'esprit confiant et tranquille de celui
qui se croit à l'abri du danger6. Mais celle qui n’est pas le cas au quartier
Sakombi. Ce quartier est menacé par des gangs dénommés << kuluna >>, par
des tracasseries policières, car la plupart d’entre eux ont été recrutés sans
formation, sans déontologie policières et sans connaissance exacte dans la
matière. Ces gens sont des vraies machines de destruction de la paix et de la
sécurité publique.
7L’étude
de Kaminar N., sur les défis de la gouvernance sécuritaire dans les
quartiers péri - urbains de la ville de Kinshasa, révèle que les membres des
Dictionnaire grand robert version électronique
S. Shomba Kinyamba, F. Mukoka Nsenda, D. Olela Nonga, T.M. Kaminar, W. Mbalanda,
op.cit., page 90
6
7
42
43
écuries de kuluna ont une moyenne d’âge qui se situe entre 15 et 30 ans. Ils se
rivalisent et s’illustrent par une violence quasi gratuite dans les différents
quartiers voisins de celui – ci.
Les kuluna disposent de certains traits distinctifs, qu’il s’agisse des masques
physiques (des tatouages, des cicatrices, de la musculature et d’une coiffure
particulière), ou d’un accoutrement extravaguant (pantalons jeans troués, Tshirt, bracelets dorés, chapeaux…). Ils aiment bien la musique dénommée <<
kilelo >>, la sexualité, la drogue et l’alcool frelaté. Le vol et d’autres mauvaises
pratiques comme la plupart des quartiers de la ville province de Kinshasa.
De manière générale, lorsqu’il y a insécurité, elle concerne tout le monde
(nantis et moins nantis). En ce qui concerne Sakombi, en raison surtout de la
pauvreté caractéristique qui colle à la peau de cette population défavorisée, ceuxci (moins nantis) sont plus concernés à cause de petits travaux de survie qu’ils
exercent. C’est ainsi que cette insécurité touche prioritairement les lève-tôt (les
vendeuses de pain, des légumes, les journaliers,), les couche-tard (viveur, fêtard,
vendeur noctambule,) et ceux dont les résidences ne sont pas suffisamment
blindées et clôturées8.
2.2.2.5. Situation énergétique du quartier
Energétiquement, ce quartier comporte une sous – station du réseau SNEL
qui soutire son alimentation sur la ligne de transport haute tension 132 KV de
la centrale hydroélectrique d’Inga. Malheureusement la société nationale
d’électricité (SNEL) n’a pas encore installé sur toute l’étendue du quartier un
réseau de distribution BT pour l’alimentation des habitations et autres. Malgré
une partie des habitations du quartier Sakombi est alimentée par la cabine base
tension de Kimbunda.
2.2.2.6. Composition du bureau du quartier
Ce quartier est équipé d’un bureau administratif situé sur l’avenue kabinda
numéro 15/17, quartier sakombi, commune de kimbanseke. Par lequel on trouve
le chef en collaboration avec ses personnels. La figure 1.2 nous montre
l’organigramme administratif du quartier sakombi dans sa totalité.
8
Idem, page 91
43
44
Figure 2.2: image du bureau du quartier sakombi
Chef du quartier
Chef du quartier adjoint
Secrétaire
Agents recenseurs
Chargé de la population
Agents juridiques
Figure 2.3 : organigramme du quartier Sakombi
44
45
Tableau 1.3 : montre les noms de quelques personnels administratifs du
bureau du quartier.
N°
1
2
3
4
5
6
7
8
9
NOM ET POST – NOM
MUKWA – NGAMBINI ALBERT
MATSHOZI – LUMEKA
NZAZI – AKAM CELESTIN
KATSIATSIA – KUSEKA
KIZEMENA – ESPERANCE
KENGI – SEDIKA SOFI
MALEWULA – MARPHAWINGI CHRISPIN
BATUZAYAKO – NGAMBINI JACQUE
LUWELO – MOMBONGA VERONIQUE
FONCTION
CHEF DU QUARTIER
CHEF DU QUARTIER ADJOINT
SECRETAIRE
AGENT JURIDIQUE / OPJ
AGENT RECENSEUR
AGENT RECENSEUR
CHARGE DE LA POPULATION
ENQUETEUR
ENQUETEUR
 TAUX DE CROISSANCE
Suite à la pauvreté qui règne dans ce secteur, certains parents sont
incapables de subvenir aux besoins de leurs enfants. Sur ce, en recherche de
quoi s’en sortir, plusieurs jeunes filles utilisent leurs sexes comme leur gagnepain. Ce c’est qui occasionne des grossesses parfois non désirées. Ceci est la
cause majeure de la croissance sans frein de cette population. Selon les
informations accuses au bureau du quartier, la plupart de ces filles ont un âge
moyen allant de 15 à 25 ans.
2.2.2.7. Population actuelle
Après 5 dernières années de recensement poursuivi par les autorités
compétentes du quartier, celui – ci compte plus de 40111 habitants dont 40102
congolais et 9 étrangers. Ceci nous permettra de poursuivre nos calculs.
Connaissant la méthode de calcul de taux de croissance de la population, celle –
ci nous aidera à déterminer le nombre rapproché de cette dernière.
45
46
Tableau 1.4 : données comparatives des habitants du quartier sakombi durant le 5 dernières années9
N°
1
2
3
4
5
ANNEE
2016
2017
2018
2019
2020
T. G
HOMMES
5246
5738
6408
7531
8556
33479
POPULATION CONGOLAISE
FEMMES GARCONS FILLES
5675
6483
7076
6074
7031
7682
6821
7774
8474
7562
9830
10860
8473
11006
12067
34605
42124
46159
TOTAL
24480
26825
29482
35783
40102
156672
HOMMES
1
1
POPULATION ETRANGER
FEMMES GARCONS FILLES
2
3
3
2
3
3
TOTAL
9
9
T. G
24480
26825
29482
35783
40111
156681
N.B : notre étude sera focalisée qu’aux données récoltées le deux dernières années (2019 – 2020)
9
Bureau du quartier sakombi, op.cit.
46
47
2.2.2.8. Méthode et population future
2.2.2.8.1. Méthode
Pour se faire, il existe deux méthodes respectives qui sont :
-
La méthode géométrique
La méthode d’intérêt composé
a) La méthode géométrique
Cette méthode consiste à déterminer la quantité moyenne de la population si
est seulement si cette dernière est de majorité jeune.
Elle est notée par la formule :
i
i = m[
log Pn −log Pa
T2 −T1
]
(2.1)
b) Méthode d’intérêt composé
Cette méthode est basée par la projection de l’horizon sur une zone non
industrialisée.
Elle est notée par l’expression suivante :
Pn = Pa (1 + τ)n
(2.2)
Avec :
Pn : population future après n années
Pa : population actuelle
n : nombre d’année
τ : taux de croissance
2.2.2.8.2. Population future
Notre étude est basée sur un taux de croissance moyenne de 10 ans. D’où la
population allante de l’année 2020 jusqu’au 2030. Se référant aux données du
tableau 1.4 de la période 2019 – 2020. En appliquant la méthode d’intérêt
composé on aura :
Pn = Pa (1 − τ)n
(2.3)
Tirons le taux de croissance 𝜏 si n = 1, on aura : Pn = Pa (1 − τ)
D’où τ =
Pn − Pa
Pa
(2.4)
Calculons le taux de croissance 2019 - 2020
τ=
𝜏=
P2020 − P2019
P2019
(2.5)
40111 − 35783
4328
=
35783
35783
47
48
𝜏 = 0,120
𝜏 = 12 %
Si n = 10 ans selon notre projection, on aura :
Pn2030 = 𝑃𝑎2020 (1 − 𝜏)10
𝑃𝑛2030 = 40111 (1 − 0,120)10
𝑃𝑛2030 = 40111 (0,88)10
𝑃𝑛2030 = 11170,95 Habitants
2.2.2.9. Situation actuelle d’approvisionnement en eau.
Actuellement, le quartier sakombi comporte plus de quinze forages manuels
(type traditionnels) fonctionnant par la motricité humaine installé par les divers
ONG, générant chacun une capacité plus au moins 1000 litres par jour. Malgré
d’autres sont en état de vieillissement suite au manque d’entretien des
équipements et la mal gérance de ces derniers.
Avec l’accroissement sans frein de cette population, ces dispositifs sont
incapables de satisfaire la demande en eau. En ce qui concerne la potabilité, la
plupart de ces forages fournissent l’eau de mauvaise qualité, suite au manque
de contrôle. Nous savons tous que l’eau souterraine n’est pas entièrement pure,
car à l’état dissous, elle renferme des nombreux gaz et seuls minéraux.
Figure 2.4 : exemple d’un forage manuel existant au quartier sakombi sur
l’avenue liboke n°15
48
49
2.3. Evaluation de besoin en eau du quartier
2.3.1. Introduction10
La détermination des besoins en eau pour la consommation d’une population
donnée dépend essentiellement de son mode de vie. Les besoins en eau que l’on
estime nécessaires pour les zones rurales des pays pauvres sont de l’ordre de 20
litres par personne et 30 litres par tête de bétail.
Les besoins d’eau pour l’irrigation dépendent du type de culture, des facteurs
météorologiques comme la température, l’humidité, la vitesse du vent,
l’évapotranspiration du sol, la saison de l’année considérée et de la méthode
d’irrigation. Cependant, il est important de se baser sur la pratique et l’expérience
locale.
2.3.2. Qualité de l’eau souterraine11
Il est essentiel d’analyser l’eau produite par le forage pour connaître sa
composition minérale et éventuellement sa charge biologique. Deux
préoccupations doivent être présentes :


Sa potabilité ;
Sa composition minéralogique et son pH.
2.3.2.1. L’échantillonnage
L’échantillonnage est primordial car il conditionne la qualité de l’analyse. Il
doit être de qualité mais également représentatif de ce que l’on veut analyser. Les
échantillons d’eau doivent être prélevés dans des récipients propres, rincés
plusieurs fois avec l’eau à analyser, puis fermés hermétiquement sans laisser de
bulles d’air dans le flacon. La nature du matériau du récipient de prélèvement
est importante, car celui-ci ne doit pas entrer en réaction avec l’eau à analyser.
Certains paramètres de l’eau peuvent être considérés comme stables à
l’échelle de temps à laquelle on travaille, mais d’autres varient très rapidement :
la température, la conductivité, le pH et les gaz dissous, enfin les nitrates et les
sulfates. Le CO2 en solution tend d’autant plus à s’échapper que la température
de l’eau est plus élevée. Un départ de CO2 peut provoquer la précipitation de
carbonate, qui à son tour modifie le pH. Les nitrates et les sulfates peuvent être
réduits par l’activité bactérienne.
Un prélèvement effectué sur une eau ayant longtemps stagné n’est pas
représentatif de la nappe. En effet, l’eau a subi l’influence du matériau de tubage
et des éléments extérieurs (pollution, pluie…). Pour obtenir un échantillon moyen
de l’horizon capté, il est nécessaire de pomper suffisamment longtemps pour
A. Hadj Arab, M. Benghamen, A. Gharbi, Dimensionnement de système de pompe
photovoltaïque, Rev. Energie. Rem. Vol. 8 (2005), page 2
11 SYSTEME SOLAIRE, Adduction d’eau potable avec pompe photovoltaïque, Paris, 2005, Page
19 - 24
10
49
50
renouveler l’eau contenue dans le tubage et les tuyauteries. La température, le
pH, la conductivité, l’alcalinité et l’oxygène dissous doivent être mesurés sur site.
En effet, ces paramètres sont très sensibles aux conditions de milieu et
susceptibles de varier dans des proportions importantes s’ils ne sont pas
mesurés sur site. L’idéal est d’effectuer les mesures dans un seau placé au
refoulement de la pompe. Il faut cependant garder en mémoire le fait que :


Les analyses réalisées par colorimétrie et interprétées visuellement
ne sont pas très précises ;
L’utilisation de bandelette pour la mesure du pH donne des résultats
approximatifs.
La caractérisation des eaux souterraines concerne surtout l’analyse des
paramètres de base (pH, température et conductivité) qui permettent de définir
les caractéristiques fondamentales de l’eau. La minéralisation de la plupart des
eaux est dominée par huit ions appelés couramment les ions majeurs.
On distingue les cations : calcium, magnésium, sodium et potassium, et les
anions : chlorure, sulfate, nitrate et bicarbonate.
Tableau 1.5 : montre le comportement de quelques gaz par rapport à la
situation de l’eau.
Ion
𝑆𝑂4 (mg/l)
𝑃𝑂4(mg/l)
𝑁𝑂2− (mg/l)
𝑁𝐻4+ (mg/l)
Situation
normale/eau
normale
< 20
< 300
< 0,01
< 0,01
Situation
douteuse/eau polluée
20 120
300 à 500
0,01 à 0,1
0,01 à 0,1
Situation
anormal/eau
fortement polluée
> 120
< 500
>1
>1
2.3.2.2. Température
La température de l’eau est un paramètre de confort pour les usagers. Elle
permet également de corriger les paramètres d’analyse dont les valeurs sont liées
à la température (conductivité notamment). De plus, en mettant en évidence des
contrastes de température de l’eau sur un milieu, il est possible d’obtenir des
indications sur l’origine et l’écoulement de l’eau. La température doit être
mesurée in situ. Les appareils de mesure de la conductivité ou du pH possèdent
généralement un thermomètre intégré.
2.3.2.3. Conductivité
La conductivité mesure la capacité de l’eau à conduire le courant entre deux
électrodes. La plupart des matières dissoutes dans l’eau se trouvent sous forme
d’ions chargés électriquement. La mesure de la conductivité permet donc
d’apprécier la quantité de sels dissoute dans l’eau.
50
51
La conductivité est également fonction de la température de l’eau : elle est
plus importante lorsque la température augmente. Les résultats de mesure
doivent donc être présentés en termes de conductivité équivalente à 20 ou 25 °C.
Les appareils de mesure utilisés sur le terrain effectuent en général
automatiquement cette conversion.
2.3.2.4. PH
Le pH (potentiel Hydrogène) mesure la concentration en ions H+ de l’eau. Il
traduit ainsi un degré entre acide et base sur une échelle de 0 à 14 (7 étant le pH
de neutralité). Ce paramètre caractérise un grand nombre d’équilibres physicochimiques et dépend de facteurs multiples, dont l’origine de l’eau. Le pH doit être
impérativement mesuré sur le terrain à l’aide d’un pH-mètre ou par colorimétrie.
Tableau 1.6 : classification des eaux d’après leurs PH
PH < 5 Acidité forte : présence d’acides minéraux ou organiques dans les eaux
naturelles.
PH = 7 pH neutre
7 < pH < 8 Neutralité approchée : majorité des eaux de surface
5,5 < pH < 8 Majorité des eaux souterraines
PH = 8 Alcalinité forte, évaporation intense
2.3.2.5. Turbidité
La mesure de la turbidité permet de préciser les informations visuelles sur
l’eau. La turbidité traduit la présence de particules en suspension dans l’eau
(débris organiques, argiles, organismes microscopiques…).
Les désagréments causés par une turbidité auprès des usagers sont relatifs
car certaines populations sont habituées à consommer une eau plus ou moins
trouble et n’apprécient pas les qualités d’une eau très claire. Cependant une
turbidité forte peut permettre à des micro-organismes de se fixer sur des
particules en suspension. La turbidité se mesure sur le terrain à l’aide d’un
turbidimètre.
2.3.2.6. Autres éléments dissous
 Le fer
La présence de fer dans les eaux souterraines a de multiples origines : sous
forme de pyrite, il est couramment associé aux roches sédimentaires déposées
en milieu réducteur (marnes, argiles) et aux roches métamorphiques. On le
51
52
trouve souvent en fortes concentrations dans les eaux des cuirasses d’altération
de socle.
Présent sous forme réduite, le fer est oxydé par l’oxygène de l’air et précipite
sous forme ferrique lorsque l’eau est pompée. Les alentours des points d’eau sont
alors colorés en brun rouille et l’eau teinte le linge et a un goût quand elle est
chauffée (thé), si bien qu’elle est délaissée par les populations.
 Le fluor
Les sources principales de fluor dans les eaux souterraines sont les roches
sédimentaires (fluo pâtîtes des bassins phosphatés par exemple) mais également
les roches magmatiques et certains filons. Les zones de thermalisme sont aussi
concernées.
Le fluor est reconnu comme un élément essentiel pour la prévention des
caries dentaires (dentifrices fluorés). Cependant, une ingestion régulière d’eau
dont la concentration en fluor est supérieure à 2 mg/l (OMS) peut entraîner des
problèmes de fluorose osseuse et dentaire (coloration en brun des dents pouvant
évoluer jusqu’à leurs pertes). Les enfants sont particulièrement vulnérables à
cette atteinte.
2.4. Besoins en qualité de service
Quand il y a une demande de la population pour une amélioration de ses
conditions d’approvisionnement en eau potable, il ne faut pas se hâter de
conclure que les sources traditionnelles ne sont pas suffisantes en quantité. Rien
ne dit, d’autre part que les ménages sont disposés à mobiliser une part
substantielle de leur budget pour améliorer la situation.
Cela ne veut pas dire non plus que les anciens points d’eau soient
complètement abandonnés une fois le mini-réseau en place. Ce qui nous
intéresse pour dimensionner au mieux notre système d’AEP, c’est d’estimer, en
termes de quantité journalière, la demande solvable d’un service de meilleure
qualité :




Quel est le besoin global en eau ?
Quel pourcentage de ce volume quotidien sera acheté ?
Quel complément sera issu des anciennes sources gratuites ?
À quelle évolution peut-on s’attendre dans le temps ?
Il est, par conséquent, nécessaire d’adopter une véritable démarche
marketing lorsqu’on parle du service marchand de l’eau. L’étude de marché
consiste alors à identifier les critères qui vont pousser le futur consommateur à
délaisser une eau gratuite mais pénible à approvisionner et de qualité biologique
ou minérale douteuse au profit d’un service de qualité, mais payant.
Il convient d’abord d’analyser la concurrence, c’est-à-dire de faire un bilan
des sources d’approvisionnement en eau utilisées jusqu’à présent par la
52
53
population en concerne. Ces points d’eau seront évalués par rapport aux critères
de qualité de service que veut apporter le mini-réseau tel que le perçoivent les
populations de ce secteur de la ville.
2.5. Besoins en quantité
2.5.1. Quantité consommée
L’organisme humain a besoin d’un minimum de 2 litres d’eau par jour et il
ne peut survivre que quelques jours sans eau. Au-delà du minimum nécessaire
à la survie, on peut trouver tous les stades du confort.
2.5.1.1. Quantité à prendre en compte pour notre système AEP
La question ici est de déterminer la quantité d’eau dont a besoin une
personne en moyenne par jour dans un certain contexte lié au climat et aux
habitudes des habitants de ce quartier. Sur ce, on adopte une valeur moyenne
de 50 litres par personne. Le tableau ci – dessous donne la consommation
journalière en eau du quartier sakombi.
53
54
Tableau 1.7 : Consommation journalière du quartier sakombi
N°
Consommateurs
Nombre
Consommateurs
unitaires par litre
Consommateurs
totaux par litre
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Secteur domestique
Centre de santé
Bureau de la police
Bureau du quartier
Marché
Terrasse
Hôtel sans étoile
Ecole
Pharmacie
Eglise
Maison de communication
Dépôt ciment
Restaurant
Poste de transformation
Maison d’élevage des bétails
Travaux champêtres
Salon de coiffure
Industrie
TOTAL GENERAL
11170,95
10
5
1
1
5
8
6
20
18
25
2
4
1
3
5
3
50
300
200
200
1000
150
500
2000
50
100
25
25
200
100
300
1000
25
558547.5
3000
1000
200
1000
750
4000
12000
1000
1800
625
50
800
100
900
5000
75
-
-
590847,5
La capacité du réservoir sera déterminée selon les besoins en eau journalières
et l’autonomie requise du système.
2.5.1.2. Calcul de la quantité majorée du système
Qm = 1,2 × Qth
(2.6)
Avec :
Qm : quantité majorée
Qth : quantité théorique calculée en litre
D’où : Qm = 1,2 × 590847,5 = 709017 litres
Qm = 709,017 m3
 Nombre de fontaine
Q𝐟 =
Qm
Nf
(2.7)
Avec :
Qf : quantité d’eau future en m3
Qm : quantité majorée en m3
Nf : nombre de fontaine
54
55
NB : on aura à mettre 9 bornes fontaines, car on souhaite mettre une au coin de
chaque avenue.
D’où :
709,017
= 78,779
9
Q𝐟 = 78,779 m3
Q𝐟 =
Le résultat trouvé sera attribué aux 8 bornes fontaines restantes.
55
56
2.6. Conclusion partielle
Dans la présente partie de notre travail, nous avons fait une brève historique
de la commune de kimbanseke et la présentation du quartier sakombi sur
certains aspects relatifs à notre travail tels que : l’aspect climatique, socio –
économique, sécuritaire et énergétique. Ensuite nous avons fait la présentation
organisationnelle du bureau du quartier, l’estimation de la population future en
fonction des données récoltées au bureau du quartier.
Pour finir, nous avons fait l’évaluation en eau du quartier sur les points
considérables tels que : sa qualité minéralogique et biologique, la qualité de
service et le besoin quantitative par rapport à la population estimative que peut
avoir le quartier dans une décennie. Le chapitre suivant sera consacré au choix
de générateur PV et à la mise en œuvre du système, et sera le dernier de notre
étude.
56
57
CHAPITRE 3 : CHOIX DE GENERATEUR SOLAIRE PV ET MISE EN ŒUVRE
DU SYSTEME AUTOMATIQUE DE POMPAGE
3.1. Introduction partielle
Ce chapitre va aborder les questions sur les choix des équipements du
système automatique de pompage ainsi que les problèmes liés au captage d’eau
souterraine, et à l’alimentation du système par une source solaire
photovoltaïque.
3.2. Problème de captage d’eau souterraine
3.2.1. Vieillissement du forage
Un forage peut avoir une production stable pendant des dizaines d’années.
La baisse de productivité d’un forage peut être la conséquence de :
 Une usure de la pompe : c’est un facteur qui est, certes indépendant
du forage mais qui est à envisager en tout premier lieu ;
 Un abaissement du niveau piézométrique de la nappe par défaut de
recharge (baisse de la pluviométrie et/ou surexploitation de la nappe)
;
 Les conséquences d’une mauvaise construction du forage ;
 Des incrustations liées à la minéralité de l’eau (ou un colmatage dû à
la rouille pour un tubage métallique).
On peut enfin assister à des venues subites de sable ou même à un
effondrement de l’ouvrage. Sans vouloir être exhaustif, on peut, à la lumière des
explications précédentes, lister l’origine de certaines dégradations d’exploitation
rencontrées sur site.
Une anomalie se manifeste extérieurement, soit par une baisse de débit, soit
par une arrivée de matières fines dans l’eau. Cette dernière peut se percevoir par
un dépôt dans le réservoir, voire un colmatage partiel du réseau (baisse de débit
des robinets) avec parallèlement une usure et une opacification des compteurs.
 Si on peut mesurer une baisse du niveau statique, le niveau
dynamique suit ce phénomène, ce qui peut expliquer en grande partie
la diminution de production.
 Si le niveau statique n’a pas varié et que le niveau dynamique au débit
considéré est identique à celui d’origine, on pourra conclure à une
usure de la pompe (voire une baisse de production électrique due au
générateur photovoltaïque). Celle-ci peut être normale (âge de la
pompe) ou conséquente à une arrivée de sable.
 Si l’usure de la pompe ne peut être mise en cause, on doit pouvoir
mesurer une baisse conséquente du niveau dynamique : le forage peut
alors être, comme précédemment, mis en cause.
57
58
Ceci pourra être confirmé par un essai de pompage par paliers, à la suite de
quoi, on constatera une augmentation du coefficient mesuré à l’origine. Quelles
sont les origines d’une arrivée de sable ou d’une augmentation du rabattement ?
3.2.2. Arrivée de sable
Il faut tout d’abord éliminer l’hypothèse d’une mauvaise installation de la
pompe qui la positionnerait au droit de là. La cause la plus courante d’arrivée de
sable est un développement insuffisant du forage. Il sera avantageux de pouvoir
le confirmer et d’y remédier par un nouveau développement en effectuant, dans
la mesure du possible, des pulsations alternées pour mobiliser les fines
particules et casser leurs agencements en forme de voûtes qui les bloqueraient
dans le massif de gravier.
Il se peut aussi que le massif de gravier, posé sur une hauteur insuffisante,
soit descendu par tassement au point de ne plus protéger la partie supérieure de
la crépine. Il n’y a, dans ce cas, pas vraiment de remède miracle à une flagrante
mauvaise construction du forage.
Une autre cause d’arrivée de sable peut être une rupture au niveau de la
crépine. La portion de tubage crépine est en effet plus fragile qu’un tube plein et
ce phénomène peut se produire suite à de fortes contraintes du terrain dans sa
partie altérée. Dans le cas de crépine en acier, un phénomène similaire peut être
aussi dû à la corrosion du métal. Comme plus haut, il n’y a pratiquement pas de
remède à cet accident en forage étroit (4 et 6 pouces) : il faudra l’abandonner.
3.2.3 Augmentation du rabattement
Ceci correspond, bien entendu, à une augmentation des pertes de charge
jusqu’à l’arrivée de l’eau dans le tubage. Cette modification ne peut être due qu’à
un changement de structure des couches que l’eau traverse. Il est peu probable
que le terrain aquifère, loin de la crépine, ne subisse d’évolution, c’est plutôt à la
proximité de la crépine et au niveau de la crépine elle-même qu’il peut y avoir
des modifications substantielles avec le temps. Colmatage, incrustation et
corrosion sont les phénomènes mis en jeu.
Qualité de l’eau, surexploitation et mauvaise construction du forage sont à
l’origine des différentes dégradations de façon séparée et bien souvent combinée.
Un mauvais calibrage du massif de gravier et un mauvais choix dans les
ouvertures de la crépine peuvent conduire à un colmatage par les éléments fins
mobilisés qui vont former à la longue une gangue de moins en moins perméable.
Au niveau de la crépine elle-même, les vitesses d’eau peuvent entraîner des
dégazages (gaz carbonique) qui provoquent des précipitations principalement
calcaires (minéraux précédemment à l’état de carbonates solubles). Si la crépine
est en acier, certaines formes de corrosion, liées également à la vitesse de l’eau,
augmentent le volume de la matière (gonflements de rouille) et obstruent
partiellement les orifices.
58
59
Dans certains cas, il est possible, par un développement puissant, aidé
éventuellement par produits chimiques, d’arriver à un rajeunissement du forage.
L’alternative est un abandon de l’ouvrage à plus ou moins brève échéance.
Figure 3.1. Coupe du rabattement dans le sol
3.3. Dimensionnement de la partie mécanique
Pour dimensionner un système d’adduction d’eau, il faut d’abord connaitre
la charge horaire (besoin quantitatif en eau et les heures de pointes pour bien
faire le dimensionnement du système. Sur ce, on commencera par déterminer le
débit journalier en fonction de la quantité majorée théorique du système ; de là,
on va déterminer la vitesse de la tuyauterie de la partie refoulement. Ensuite on
déterminera la capacité du réservoir de stockage pour notre système d’adduction
d’eau potable.

Données techniques




Consommation journalière : 𝟕𝟖, 𝟕𝟕𝟗 𝐦𝟑
Temps de remplissage : 2 heures
Hauteur du réservoir : 10 mètres
Rendement de la pompe : 0,65 (65%)
3.3.1 Charge hydraulique et choix de la pompe
a) Pertes de charge
C’est la chute de pression produite par le frottement de l’eau sur les parois
des conduites. Ces pertes sont fonction de la longueur des conduite (D), de leur
diamètre (d) et du débit de la pompe (Qp). Elles s’expriment en mètres de colonnes
d’eau (mCE).
b) Perte de charge régulière ∆𝐇𝒓
Notre réservoir se situera à une distance totale de 100 m du puit comme dans
plusieurs systèmes d’AEP.
59
60
λ. L
∆H𝒓 =
D
V2
× 2.g
(3.1)
Avec :
∆H𝒓 : perte de charge régulière en (mCE)
λ : coefficient de perte de charge (à déterminer)
D : diamètre de la canalisation circulaire en (m)
V : vitesse d’écoulement du fluide dans la canalisation en (m/s)
g : accélération de la pesanteur en (9,81 m/s²)
0,3164
0,24
e)
or λ = (R
(3.2)
1) Calcul de diamètre de conduite de refoulement
Il existe différentes formules qui permettent de calculer le diamètre de la
conduite de refoulement. Pour le présent projet, le choix du diamètre économique
de la conduite de refoulement sera déterminé par la formule de Bresse. En effet,
les formules, telles celle de la condition de Flamant et celle de Munier donne de
petits diamètres mais ont l’avantage de donner un investissement moindre.
Ces diamètres engendrent des pertes de charges élevées d’où une HMT
importante. Ce qui occasionne alors des dépenses énergétiques élevées à
l’exploitation. Quant aux formules de Bresse et celle de Bresse modifiée, elles
offrent des diamètres présentant une meilleure qualité avec une réduction des
charges d’exploitation. Etant donné que le choix du diamètre dépend du cahier
de charges du projet, le diamètre calculé par la formule de Bresse sera retenu
car il permet de réduire les charges d’exploitations.
Il s’agira d’un tube PVC avec une pression de 10 bars.
La formule de Bresse s’écrit : D = 1,5 . √Qrf
(3.3)
Or :
C
th
Qrf = 3600
Qrf =
9,386
3600
= 2,60722 . 10−3 m3 ⁄s Où 2,607 l⁄s
D = 1,5 . √2,60722 . 10−3
D = 1,5 . 0,05
D = 0,075 m
2) Calcul de la vitesse d’écoulement dans le conduit de refoulement
Dans une conduite circulaire, la vitesse d’écoulement peut être déterminée
par l’équation de continuité qui s’écrit :
Q = s. v
(3.4)
60
61
Or la section est déterminée par l’expression : s =
π×d2
4
(3.5)
En remplaçant cette expression dans la formule de continuité, on aura :
Q=
v=
π×d2
4
Qrf
π×d2
4
× v , d’où tirons la vitesse d’écoulement de notre conduit (v), on aura :
Q
= 4. π . Drf
int
2
(3.6)
En faisant l’application numérique, on aura :
2,60722 .10−3
v = 4. 3,14 . (0,075)2
v=
0,01042888
0,0176625
= 0,59
v = 0,59 m⁄s
Calcul permet d’obtenir la vitesse de refoulement V = 0,59 m/s.
Vérification de la condition de Flamant : V ≤ 0,60 + D
Avec :
Qrf : le débit de refoulement exprimé en m3/s
V : la vitesse de la conduite en m/s
D : le diamètre intérieur en m
V = 0,59 m/s
0,6 + D = 0,6 + 0,075 = 0,6678
0,59 ≤ 0,675 ; la condition est respectée.
3) Calculons le coefficient de Reynold (Re)
La détermination de ce coefficient passe par le calcul de la vitesse
d’écoulement du fluide dans la conduite d’un diamètre D donné par la relation :
Re =
V.d
(3.7)
σ
Avec :
R e : coefficient de refoulement dans le conduit
σ : étant la viscosité de l’eau à 10°c qui est conventionnellement donnée par
1,31. 10−6
D’où :
Re =
0,59 . 0,075
1,31 . 10−6
= 33778,625
61
62
R e = 33778,625
4) Calculons le coefficient d’écoulement
0,3164
λ = (33778,625)0,24 = 0,025
λ = 0,025
5) Calculons à présent la perte de charge régulière (∆𝐇𝒓)
∆H𝒓 =
0,025 . 100
0,075
(0,59)2
× 2.
9,81
= 0,6127
∆H𝒓 = 0,6127 mCE
6) Calcul de la perte de charge singulière ∆𝐇𝒔
Notre système d’AEP contient un clapet, 3 coudes de 90°, plus une vanne
d’isolement.
7) Calcul de la perte de charge dans le clapet (k=1)
V2
(3.8)
∆H𝒔𝟏 = K × 2.g
(0,59)2
∆H𝒔𝟏 = 1 × 2.
9,81
= 0,017 mCE
8) Calcul de la perte de charge dans la vanne (k=0,5)
V2
(3.9)
∆H𝒔𝟐 = K × 2.g
(0,59)2
∆H𝒔𝟐 = 0,5 × 2.
9,81
= 8,871 . 10−3 mCE
9) Calcul de la perte de charge dans les coudes (k=0,4)
V2
(3.10)
∆H𝒔𝟑 = K × 2.g
(0,59)2
∆H𝒔𝟑 = 0,4 × 2.
9,81
= 7,096 . 10−3
Comme on a trois coudes, donc ∆H𝒔𝟑 = 0,0212 mCE
Donc la perte de charge singulière ∆H𝒔 = ∆H𝒔𝟏 + ∆H𝒔𝟐 + ∆H𝒔𝟑 , en remplaçant
chaque terme à sa valeur, on aura : ∆H𝒔 = 0,017 + 8,871 . 10−3 + 0,0212
∆H𝒔 = 0,047 mCE
62
63
10)
Calcul de la perte de charge totale ( ∆𝐇𝐭𝐨𝐭𝐚𝐥𝐞 )
∆Htotale = ∆Hr + ∆Hs
(3.11)
∆Htotale = 0,6127 + 0,047 = 0,6597
∆Htotale = 0,6597 mCE
11)
Calcul de la hauteur manométrique total
La hauteur manométrique total (HMT) d’une pompe est la différence de
pression en mètres de colonne d’eau entre les orifices d’aspiration et de
refoulement.
HMT = Hr + Nd + ∆Htotale [m]
12)
(3.12)
Niveau statique (Ns)
C’est la distance du sol à la surface de l’eau avant pompage. Selon les
informations récoltées par rapport aux forages manuels existants au quartier
sakombi, le niveau statique de l’eau est de 6 m.
13)
Niveau dynamique (Nd)
C’est la distance du sol à la surface de l’eau pour un pompage à un débit
donné. Pour le calcul de la hauteur manométrique total (HMT), le niveau
dynamique est calculé pour un débit moyen.
Figure 3.2. Schéma de captage d’eau souterraine
En se référant de la figure ci – dessus qui explique la configuration hydraulique
de notre système d’AEP, on aura :
Or la Hr = Ns +Hdu rabattement + Hdu résérvoir + Hdu support du résérvoir
Hr = 6 + 2 + 10 + 1 = 19 m
(3.13)
63
64
HMT = 19 + 20 + 0,6597 = 39,6597
HMT ≅ 40 m
14)
Calcul du débit de la pompe.
3
Q = q n (cp × cf ) en m ⁄s
(3.14)
= qn × k
q n : quantité en eau
cp : coefficient de consommation de pointe
cf : coefficient de fuite
K : coefficient tenant compte de la consommation de pointe et de fuite. Sa valeur
conventionnelle est de 1,43.
En remplaçant les données, on aura :
Q = 78,779 m3 × 1,43
Q = 112,653 m3
15)
Qj =
Calcul du débit journalier du réservoir
Q
(3.15)
t
Or 1 jour est égal à 24 heures, d’où on aura :
Qj =
112,653
24
3
= 4,693 m ⁄h
Où
3
1,303. 10−3 m ⁄s
(3.16)
Cth = t f . Qj
t f : étant le temps de remplissage du réservoir. On souhaite que ce dernier se
remplit dans deux heures (2h), ce qui vaut 7200 secondes.
En remplaçant les données sur cette expression, on aura :
Cth = 2 . 4,693 = 9,386 m3 ⁄h
16)
Calcul de l’énergie hydraulique journalière
HMT
Eh = g × μ × Q × 3600
(3.17)
Eh = 2,725 × Q × HMT
Avec :
Eh : énergie hydraulique (Wh/j)
g : accélération du pesanteur (9,81 m/s²)
μ : la densité de l’eau (1000 kg/m3)
Va : volume d’eau (m3/jour)
64
65
HMT : hauteur manométrique total (m)
Application numérique du besoin énergétique journalier :
Eh = 2,725 × 112,653 × 39,6597 = 12174,7119 Wh⁄J
3.3.2. Dimensionnement du réservoir de stockage
3.3.2.1. Rôle du réservoir
Dans tout système d’approvisionnement en eau avec réseau, le réservoir de
stockage a deux fonctions principales :
a) Il doit permettre, par sa hauteur, l’alimentation par gravité des points d’eau
à tout moment de la journée selon la demande et avec le débit nécessaire,
que la pompe soit ou non en fonctionnement ;
b) Le réservoir doit pouvoir, d’autre part, faire le tampon entre les périodes de
pompage et les périodes de soutirage de l’eau. Ces périodes et débits ne
sont pas a priori en phase : le pompage solaire a lieu au milieu de la journée
avec une pointe à midi alors que le puisage a lieu de façon discontinue
selon les coutumes, et quelquefois les saisons (travaux des champs), et
bien souvent le matin et le soir.
3.3.2.2. Construction du réservoir de stockage
Pour notre système AEP, on désire construire un réservoir en acier inoxydable
de forme cylindrique ayant une hauteur de 10 m.
a) Calcul de la section du réservoir
(3.18)
v=s×h
v
s = h [m²]
s=
112,653
10
= 11,26 m2
Partant de l’équation de la section du réservoir, tirons le diamètre de ce
dernier, on aura :
S
d = 2 . √π
(3.19)
En remplaçant la section par sa valeur dans l’expression (3.18), le diamètre
sera :
11,26
d = 2 . √ 3,14 = 3,787 m
65
66
b) Calcul d’épaisseur du réservoir
Il est donné par l’expression suivante :
P
eff
E = 2 .σ
.d
(3.20)
max
Avec :
E : épaisseur du réservoir
σmax : contrainte d’acier inoxydable (σmax = 100 N⁄mm2 )
Peff : pression interne effective en pascal
Or la pression effective est donnée par l’expression suivante :
Peff =
mH2 O . g
S
(3.21)
+ Path
Avec :
mH2 O : la masse volumique de l’eau (mH2 O = 1000 K g )
Path : la pression atmosphérique ( Path = 1,03 . 105 N⁄m2 )
g : l’accélération du pesanteur (g = 9,81)
S : section du réservoir en mm²
En remplaçant l’expression de la pression effective (3.21) dans celle de
l’épaisseur, on aura :
E= d.
( mH2 O . g + Path . S)
(3.22)
S . σmax
Connaissant la section et le diamètre du réservoir, on pourra directement
déterminer l’épaisseur de ce dernier, on aura :
E = 3,787 .
( 1000 . 9,81 + 1,03 .105 . 11,26)
11,26 . 100
= 373,611 mm ou 0,3736 m
Le tableau 1.8 : ci-dessous illustre les caractéristiques du réservoir
CARACTERISTIQUE DU
Volume théorique du réservoir
Diamètre
Hauteur
Matière d’œuvre
Épaisseur
Surface
RESERVOIR
112,653 m3/j
3,787 m
10 m
Acier inoxydable
0,3736 m
11,26 m²
66
67
3.3.3. Dimensionnement de la pompe
a) Calcul de la puissance utile de la pompe
La puissance de la pompe est la division de l’énergie hydraulique en watt par
le rendement de la pompe.
Pp =
Eh
(3.23)
ηp
Avec :
Eh : énergie hydraulique en watt
ηp : rendement de la pompe (ηp = 65%)
En remplaçant chaque terme à sa valeur, on a :
Pp =
507,279
= 780,43 w
0,65
b) Calcul de la puissance utile du moteur de la pompe12
Cette puissance est l’expression de la puissance de la pompe par le
rendement de transmission.
PmécMP =
Pp
(3.24)
ηt
Avec :
Pp : puissance de la pompe en watt
ηt : rendement de transmission (ηt = 90%)
PmécMP : puissance utile du moteur de la pompe en watt
En remplaçant chaque terme à sa valeur, on aura :
PmécMP =
780,43
0,9
= 867,144 w
PmécMP = 867,144 W
c) Calcul de la puissance absorbée du moteur d’entrainement
Cette puissance est l’expression de la puissance utile mécanique du moteur
de la pompe sur le rendement du moteur.
PélecMP =
PmécMP
ηm
(3.25)
MALONDA – VUALA ET MAMBWANGA – BITA, Avant-projet d’un système photovoltaïque de
pompage d’eau dans le quartier BIBWA/NSELE, TFC, ISTA/NDOLO, 2006 – 2007, page 38 - 51
12
67
68
Avec :
PélecMP : puissance électrique absorbée par le moteur de la pompe
PmécMP : la puissance utile mécanique du moteur de la pompe
ηm : rendement du moteur (ηm = 83%)
En remplaçant chaque terme à sa valeur, on a :
PélecMP =
867,144
0,83
= 1044,752 W
PélecMP = 1044,752 W
d) Choix de la pompe
Le choix de la pompe est lié à la vitesse spécifique du moteur. Cette vitesse
est déterminée par l’expression :
NS =
√Q .C.n
(3.26)
3
HMT4
Avec :
HMT : hauteur manométrique en m
C : coefficient 0,25
n : vitesse spécifique de rotation
NB : pour la vitesse de rotation, celle – ci dépend de la hauteur manométrique
de notre système.
Si HMT est inférieure à 60 m, la vitesse de rotation n est de 1450 tr/min. Si HMT
est supérieure à 100 m, la vitesse de rotation n est de 2900 tr/min.
Dans notre cas, on choisira une vitesse de 1450 tr/min car notre hauteur
manométrique est d’environ 40 m.
En remplaçant chaque terme à sa valeur, on aura :
NS =
√112,653 .0,25 .1450
3
= 243,4545 tr⁄min
(39,6597)4
NS = 243,4545 tr⁄min
Dans notre cas on aura à mettre une pompe centrifuge à simple aspiration,
car notre vitesse spécifique est inférieure à 4200 tr/min.
68
69
Figure 3.3. Pompe centrifuge à simple aspiration (à étage unique)
Tableau 1.9: caractéristique de la pompe
CARACTERISTIQUE DE LA POMPE
Fabricant
LORENZ
Type de la pompe
immergée
Marque de la pompe
Centrifuge à simple aspiration
Puissance utile
780,43 W
Vitesse spécifique
243,4545 tr⁄min
Vitesse d’écoulement
0,59 m⁄s
Hauteur manométrique 40 m
Débit volumique
112,653 m3
3.3.4. Dimensionnement de la partie électrique
a) Calcul de l’énergie journalière du système
Or l’énergie est donnée par l’expression :
t
W = ∫t f P(t) dt
0
(3.27)
Avec :
W : énergie journalière en (Wh)
t f : temps de fonctionnement de la pompe (2h)
P : la puissance électrique absorbée par le moteur de la pompe en Watt (W)
t 0 : le temps initial de fonctionnement (0h)
D’où en remplaçant le temps initial de fonctionnement dans notre équation
de l’énergie on aura :
W = P . tf
(3.28)
W = 1044,752 . 24 = 25074,048 Wh
b) Calcul de la puissance crête du système
W
Pc = k .
Ir
(3.29)
69
70
Avec :
Pc : puissance crête en Watt crête (Wc)
W : énergie journalière du système en Wh
Ir : ensoleillement (irradiation solaire) de la région. Par rapport aux données
récoltées du logiciel de gestion énergétique et données climatiques (RETSCREEN
PLUS), la valeur minimale de celui – ci pour la ville de Kinshasa est de 3,22
Kwh⁄m2 ⁄j.
Figure 3.4 : Données climatiques récoltées du logiciel reetscreemplus
K : Coefficient correcteur, ce coefficient tient compte :






De l’incertitude météorologique.
De l’inclinaison non corrigée des modules suivant la saison.
Du point de fonctionnement des modules.
Du rendement moyen charge/décharge de la batterie (90%).
Du rendement de régulateur (95%).
Des pertes dans les câbles et connexions pour les systèmes avec batterie.
K est en générale compris entre 0,55 et 0,75. Mais La valeur souvent
utilisée dans les calculs du système avec batterie est k = 0,65.
D’où on aura :
Pc =
25074,048
0,65 . 3,22
= 11979,95 Wc
c) Tension de fonctionnement du champ PV
On choisit la tension de fonctionnement en fonction de la puissance crête du
champ photovoltaïque en watt. De façon générale :
70
71
Tableau 1.10 : différentes valeurs de tension en fonction de la puissance crête
d) Calcul du nombre de module solaire PV
Celui – ci est fonction de la puissance crête du système par la puissance
unitaire d’un module PV. Il se détermine par l’expression suivante :
P
(3.30)
Nmodule = P C
Ci
Avec :
Nmodule : nombre de module solaire photovoltaïque
PC : puissance crête du système en Watt crête (Wc)
PCi : puissance unitaire d’un module solaire photovoltaïque en Watt crête (Wc)
En appliquant chaque terme à sa valeur, on aura :
Nmodule =
11979,95
360
= 33,27
Donc le nombre de module solaire pour notre champ photovoltaïque est
d’environ 34
e) Calcul du nombre de module en série
U
Nms = U P
m
(3.31)
Comme notre puissance crête est supérieure à 10 kW, on choisit une tension
de production de 600 V
Avec :
Nms : nombre des modules en série
UP : tension nominale de production
Um : tension d’un module solaire
En appliquant chaque terme à sa valeur, on aura :
600
Nms = 59.1 = 10,15
Donc le nombre de module en série est environ 11 modules.
71
72
f) Calcul de la tension normalement produite
UnP = Nms . Um
(3.32)
D’où on aura :
UnP = 11 . 59.1
UnP = 650.1 V
g) Nombre de module en parallèle
N
(3.33)
NmP = N m
ms
Avec :
NmP : nombre de module en parallèle
Nm : nombre de module
Nms : nombre de module en série
En remplaçant chaque terme à sa valeur, on aura :
34
NP = 11 = 3.09
Donc on aura à mettre environ 4 modules solaires en parallèle.
h) Calcul du nombre de module max
Nmax = Nms . Nmp
(3.34)
Nmax = 11 . 4 = 44
Donc le nombre de module max est de 44 modules
Le tableau 1.11 : caractéristique de notre module PV
i) Calcul de la capacité de batterie
Cbatt = U
W. A
batt
.Pf . ηonduleur
(3.35)
72
73
Avec :
W : l’énergie journalière du système en (Wh/j)
Cbatt : capacité de batterie en ampère heure (Ah)
Pf : profondeur de décharge (60%)
Ubatt : tension nominale de batterie en volte (V)
A : l’autonomie du système (3 jours)
25074,048 . 3
cbatt =
48 . 0,6 . 0,99
= 2638,26
Donc la capacité de la batterie est d’environ 2638 Ah
Nb : Comme la capacité de batterie de notre installation est supérieur à 1kAh,
donc on choisira une batterie ayant une tension de 2V OPZV avec une charge de
1900 Ah.
Figure 3.5. Batterie solaire
Caractéristique de la batterie
Tension
capacité
Tenue
au
cyclage à 20 %
Tenue
au
cyclage à 50 %
Tenue
au
cyclage à 80 %
Durée de vie
Garantie
dimension
poids
Fabriqué
2V
1900 ah
8000 cycles
3000 cycles
1500 cycles
15 ans (25 °c)
2 ans
210*277*71
0
99,6
kg
Allemagne
j) Calcul de nombre de batterie en série
Ns = U
Ns =
Ub
batti
48
2
(3.36)
= 24
Le nombre de batterie est de 24 batteries.
k) Calcule de nombre de batterie en parallèle
C
NP = C batt
batti
(3.37)
73
74
Avec :
NP : nombre de batterie
Cbatt : capacité de la batterie en ampère heure (Ah)
Cbatti : capacité unitaire de batterie en ampère heure (Ah)
Np =
2638,26
1900
= 1.38
Donc le nombre de batterie est environ 2 batteries de 1900 Ah
l) Calcul de nombre de batterie max
Nbattmax = NP . Ns
(3.38)
D’où on aura :
Nbattmax = 24 . 1,38 = 33,12
Donc le nombre de batterie max est d’environ 34 batteries.
m) Choix du contrôleur de charge (régulateur)
 Calcul du courant max
Imax =
PCchamp
Ub
(3.39)
Or la puissance crête de notre champ photovoltaïque est calculée comme
suit :
PCchamp = Pm . Nmax
(3.40)
D’où on aura :
PCchamp = 360 . 44 = 15840 Wc
Et le courant max du contrôleur de charge sera :
Imax =
15840
48
= 330A
Donc on aura à mettre un contrôleur de charge ayant un courant max
d’environ 360 A.
n) Calcul du nombre de contrôleur de charge (régulateur)
Est le rapport entre le courant max du régulateur par le courant max d’un
régulateur.
Nrég = I
Imax
maxrégulateur
(3.41)
360
Nrég = 120 = 3
Le nombre de régulateur est de 3 régulateurs de 120 ampères.
74
75
Figure 3.6. Contrôleur de charge Studer vario string VS - 120 MPPT Solar
o) LES ONDULEURS SOLAIRES DE POMPAGE
La vitesse de rotation de la pompe est pilotée par la fréquence de la tension
AC (en Hertz). L’onduleur solaire va donc produire une fréquence variable en
fonction de la tension qu’il reçoit des panneaux. Typiquement un onduleur
solaire de pompage va démarrer la pompe à une fréquence mini de 25 Hz lorsqu’il
y a peu de soleil, et augmentera la fréquence de sortie avec l’augmentation de la
tension panneaux, pour atteindre la fréquence maxi de 50 Hz (ou 60 Hz suivant
pompe) lorsqu’il y aura un maximum de soleil. Car l’intérêt principal est de
fournir de l’eau même lorsqu’il y a peu de soleil. C’est pourquoi notre choix est
basé sur l’onduleur solaire de pompage de la marque vitron energy comme
présenté sur la figure ….
NB : comme notre installation a une puissance crête de 11979,95 Wc et une
tension de 48 V dc, sur ce notre onduleur doit être compatible pour l’alimentation
de cette installation.
D’où calculons la puissance apparente de celui – ci en appliquant l’expression
suivante :
SOnduleur = √Pc2 + Q2C
(3.42)
Avec :
Sonduleur : la puissance apparente de l’onduleur en VA
Pc : puissance crête de l’installation en Wc
Qc : puissance réactive crête de l’installation en VAR
Nous savons que : Qc = Pc . tgφ
(3.43)
75
76
Comme le facteur de puissance cosφ est égal à 0,8 pour le bon fonctionnement
de notre installation, d’où l’angle de déphasage tgφ sera de 0,75. En appliquant
tout ceci dans l’expression ci – haut on aura :
Qc = 11979,95 . 0,75 = 8984,962 VAR
SOnduleur = √(11979,95)2 + (8984,962)2 = 14974,937 VA
Donc on aura à mettre un onduleur solaire de 15 KVA pour pallier aux
problèmes liés au couple de démarrage.
Figure 3.7. Convertisseur chargeur – quadro – 3 kVA – 15 kVA
76
77
Tableau 1.13s : fiche technique convertisseur chargeur – quadro – 3 kVA – 15
kVA
3.3.4.1. Protection du générateur solaire photovoltaïque
Notre champs PV doit être protégé contre tout phénomène électrique anormal
et atmosphérique. Sur ce, nous citons :





Protection
Protection
Protection
Protection
Protection
contre
contre
contre
contre
contre
le court – circuit
la surtension
la surintensité
les foudres d’origine atmosphérique.
la tension de retour dans les panneaux.
3.3.4.1.1. Diode by – pass13
Le diode by – pass est un interrupteur statique qui transfère
automatiquement les utilisations directement sur le réseau et déconnecte
l’onduleur dans le cas d’une surcharge et dans le cas d’une défaillance de
l’onduleur. Le retour des utilisations sur l’onduleur se fait automatiquement
lorsque tous les paramètres sont à nouveau dans les limites des tolérances
définies.
Prof. Bernard NDAYE : Distribution de l’énergie électrique (Notes de cours), Inédit,
ISTA/NDOLO,2021, Page 43
13
77
78
Pour assurer parfaitement la protection de notre système, nous avons préféré
de concevoir un système d’alimentation sans interruption (ASI) comme présenté
dans la figure ci – dessous.
Figure 3.8. Schéma synoptique de notre ASI
Fonctionnement de notre ASI : l’entrée de notre système est connectée au
champ PV qui fournit une tension continue, cette tension alimente l’onduleur et
charge le parc des batteries. Dans le cas d’une coupure du champ, à l’absence
du soleil ou pendant la nuit, les batteries prennent le relais et assure
78
79
l’alimentation de l’onduleur qui converti la tension continue en tension
alternative parfaite. Et cette sortie alimente finalement notre groupe moto pompe.
a) Protection contre le court – circuit (surcharge)
Or le courant de disjoncteur est donné par l’expression ci – après :
(3.44)
Idisj = 1,1 . In
or
P = Un . In . cosφ , connaissant la tension d’alimentation de notre
installation, celle – ci nous amène à déterminer le courant nominal.
En appliquant numériquement les données, on aura :
In =
11979.95
230 . 0,8
= 65.1 A
Idisj = 1,1 . 65,1 = 71,6 A
D’où la valeur normalisée du courant pour notre disjoncteur sera de 85 A.
b) Protection contre la surtension
(3.45)
Udisj = 1,3 . Un
Udisj = 1,3 . 230 = 253 V
Figure 3.9. Parafoudre solaire
c) Calcul de la section du câble d’alimentation du système
Pour notre installation la section des conducteurs sera celle de la
réglementation BT en vigueur. Le tableau ci – dessous nous montre les différentes
valeurs de la chute de tension admissible.
79
80
Tableau1.14 : valeurs de la chute de tension admissible14
ligne
Module
régulateur
-
Régulateur
batterie
-
Batterie
onduleur
-
Batterie
récepteurs cc
–
Tension nominale
de travail
12
24
36
48
12
24
48
12
24
48
12
24
% de chute de tension
admissible
5
8
10
10
0,5
0,5
1,5
0,5
1
2
3
3
Valeur en vol de la
chute de tension
0,6
1,92
3,6
4,8
0,06
0,12
0,72
0,06
0,24
0,96
0,36
0,72
 Calcul de la section du câble module – régulateur
La section du conducteur est donnée par l’expression suivante :
2. I. L
S = 56 .
(3.46)
∆u
Avec :
S : section du conducteur en mm²
∆u : chute de tension admissible en volt
L : la longueur du conducteur en mètre (10 m)
I : l’intensité pic du champ photovoltaïque en ampère.
Or ce intensité vaut : I = Imodule × Nmax
D’où : I = 6,09 × 44 = 267,96 A
Ensuite, S =
2 . 267,96 . 10
56 . 4,8
= 19,93 mm²
Donc la section normalisée du câble d’alimentation pour cette partie sera de
25 mm².
 Calcul de la section du conducteur régulateur – batterie
Ici la longueur du régulateur à la batterie est d’un mètre.
S=
2 . 267,96 . 1
56 . 0,72
= 13,29 mm²
Donc la section normalisée du câble d’alimentation pour cette partie sera de
16 mm².
Prof. Bernard NDAYE : Introduction aux centrales électriques (Notes de cours), Inédit,
ISTA/NDOLO,2021, Page 155
14
80
81
 Calcul de la section du conducteur batterie – onduleur
Dans ce cas, le courant est donné par la formule suivante :
Psotie
I=V
entrée
(3.47)
× ηonduleur
Avec :
Psotie : puissance de sortie de l’onduleur en watt (10 KW)
Ventrée : la tension d’entrée de l’onduleur en volt
ηonduleur : rendement de l’onduleur (98%)
10.000
D’où : I = 48 × 0,98 = 212,585 A
Ici la longueur de l’onduleur à la batterie sera de 5 m.
Ensuite, S =
2 × 212,585 × 5
56 ×0,98
= 7,9 mm²
Donc la section normalisée du câble d’alimentation pour cette partie sera de
10 mm².
 Calcul de la section du conducteur onduleur – régulateur
S=
120
4
= 30 mm²
Donc la section normalisée sera de 35 mm²
 Calcul de la section du conducteur de l’onduleur – charge
Connaissant la puissance électrique du moteur de notre pompe, on aura :
In =
1044,752
230 . 0,8
= 5,6 A
La chute de tension admissible pour la charge est de 3% avec une longueur
de 10 m.
D’où on aura :
∆u = u × 2 % = 48 × 0,02 = 0,96 V
S=
2 . 5,6 . 10
56 . 0,96
= 2,08
Donc la section normalisée pour la charge est de 2,5 mm²
Calcul du disjoncteur de la pompe
Idisj = 1,1 . 5,6 = 6,62 A
D’où la valeur normalisée du courant pour notre disjoncteur sera de 10 A.
81
82
Figure 3.10. Câble solaire
d) Protection contre la tension de retour dans les panneaux
a) Diode anti – retour
La diode anti – retour est un semi – conducteur de dopage PN, celle – ci
fonctionne dans un seul sens (donc le sens passant). Au cas où les batteries
prennent le relai, cette diode sera là pour bloquer toute tension de retour vers le
parc des panneaux solaires pour éviter toutes pertes d’énergie électrique.
b) Pose de module solaire photovoltaïque
Nos panneaux seront placés au niveau du sol à proximité du forage pour
faciliter l’entretien, la réparation et le nettoyage de ces derniers. Et pour assurer
la sécurité de nos équipements, le champs PV doit être clôturé. Cependant, cette
clôture doit être un peu plus grande, plus résistante et équipée des anti – vol
pour éviter tout vandalisme vu la situation sécuritaire de notre site d’exploitation.
c) Protection du niveau d’eau dans le réservoir.
La protection du niveau d’eau consiste à surveiller (contrôler) la variation du
débit dans le réservoir. Cette protection sera assurée par un interrupteur flotteur
(manostat) qui sera placé à l’intérieur du réservoir de façon à veiller sur la
variation du niveau d’eau.
82
83
Schéma technologique de l’ensemble
Figure 3.11. Schéma technologique du système
Fonctionnement
Notre système aura deux modes de démarrage dont manuel et automatique.
a) Démarrage automatique
Quand l’interrupteur à deux direction sans arrêt est à la position une, celui
– ci laisse passer le courant dans le flotteur. Et lorsque le débit d’eau est au
minimal, l’interrupteur flotteur actionnera la pompe sans l’intervention humaine
en laissant passer le courant via son contact normalement fermé au repos (15 –
16), qui à son tour excitera la bobine du contacteur du moteur (KM 1.1) ; en
s’excitant, il ferme son contact de maintien 23 – 24 (KM 1.1.2) et laisse passer le
courant dans le moteur, et celui – ci démarrage pour que notre réservoir se
remplisse sans problème. Et quand il sera rempli, le contact normalement ouvert
(17 – 18) déconnecte la pompe en laissant passer le courant dans la bobine du
contacteur (KM 1.2), en s’excitant, il ouvre son contact auxiliaire 11 – 12 (KM
1.2.1) pour arrêter le système.
b) Démarrage manuel
Lorsque notre interrupteur à deux direction sans arrêt est à la deuxième
position, celui – ci laisse passer le courant vers le bouton poussoir marche (S1).
En appuyant sur le BP S1, le courant passe dans la bobine du contacteur du
moteur (KM 1.1), en s’excitant, il ferme son contact de maintien 13 – 14 (KM
1.1.1) et laisse passer le courant dans le moteur, et le moteur démarre. Et dès
83
84
que le réservoir se remplit, on appui sur le bouton poussoir arrêt (S0) pour arrêter
le système.
NB : Ce mode de démarrage sera en exécution que lorsqu’il y a
disfonctionnement au niveau du flotteur, ou que ce dernier est en panne.
Schéma de commande électrique
Figure 3.12. Schéma de commande électrique du système
84
85
Le schéma bloc du système
Perturbation
Puit
Champ PV
Consigne
Contrôleur (système de
commande)
Moteur
Pompe
Perturbation
Capteur (flotteur)
Réservoir
Vanne
Utilisation
Figure 3.13. Schéma bloc du système
85
86
3.4. Conclusion partielle
Dans le présent chapitre, nous avons parlé des problèmes de captage d’eau
souterraine ainsi que le dimensionnement des équipements électriques,
mécaniques et électromécaniques.
Équipements mécaniques dimensionnés sont :
Capacité théorique du réservoir, son diamètre, sa hauteur et son épaisseur,
le conduit de refoulement, le nombre des vannes, des clapets, le groupe
motopompe.
Equipements électriques dimensionnés sont :
L’énergie journalière pour le bon fonctionnement du système, le nombre des
panneaux solaires, le nombre des batteries, le nombre de contrôleur de charge
(régulateur de charge), le nombre d’onduleur et la section des câbles
d’alimentations pour chaque partie de l’installation. Et pour finir, nous avons
conçu un système automatique de contrôle du niveau d’eau dans le réservoir.
Bref, cette partie consiste le dimensionnement de notre centrale photovoltaïque.
86
87
3.5. Conclusion générale
L’étude présenté dans ce travail concerne l’avant-projet de pompage de l’eau
doté d’un système de commande automatique appliqué dans la ville de Kinshasa
précisément au quartier sakombi dans la commune de kimbanseke.
Les études ont été faites sur la base d’un bilan de consommation d’eau
journalière établi au niveau de ce site. Cette installation autonome est un
système générateur d’électricité destiné à effectuer une tâche bien déterminée.
Autrement dit, il sert à couvrir les besoins énergétiques des sites isolés dans
notre cas ceux d’alimenter en permanence notre groupe motopompe.
Ce système nécessite des modules photovoltaïques qui représentent le champ
de captage des rayons solaires, des batteries où nous stockons l’énergie produite
par ces modules, un régulateur qui protège la batterie contre la surcharge et qui
règle ainsi la valeur de la tension nominale, un onduleur qui assure la conversion
du courant continu en courant alternatif, et de câblage qui relie les différents
composants de ce système.
Afin de réussir une installation photovoltaïque autonome, nous avons mené
une étude détaillée concernant la méthode de dimensionnement du système
photovoltaïque en tenant compte de sa consommation estimée à partir des de la
puissance nominale de la pompe. Notre système autonome, est formé de
plusieurs modules photovoltaïques d’une puissance nominale de 360 Wc
destinés à l’alimenter quotidiennement notre système d’adduction d’eau potable
pendant une décennie pour satisfaire la demande énergétique.
Pour un besoin énergétique de 25074 Wh/jours, nous avons opté pour
l’utilisation de 44 modules combinés entre eux. La puissance crête totale de notre
système est estimée en tenant compte des pertes quand il fait sombre ou pendant
l’insuffisance du rayonnement solaire. L’alimentation électrique des appareils se
réalise exclusivement depuis le champ de stockage. Par conséquent, nous avons
choisi des batteries dont les caractéristiques sont performantes.
De plus afin de garantir la protection et le fonctionnement du parc de
stockage, nous avons prévu un régulateur de charge. La présence de l’onduleur
dans notre application a pour but de convertir le courant continu, produit par
les panneaux photovoltaïques, en courant alternatif qui sera distribué aux
appareils électriques.
Pour optimiser le fonctionnement de l’installation photovoltaïque sur le site
choisi, notre installation doit répondre aux critères suivants : Incliner le champ
photovoltaïque de 46,42 °qui représente l’angle optimal permettant de capter une
énergie quasi-constante le long de l’année, vérifiant un fonctionnement
pratiquement stable, assurant ainsi un bon rendement et une augmentation de
la durée de vie du système de stockage.
87
88
Assurer un service de maintenance qui Consiste en :
 Un nettoyage des faces des modules photovoltaïques avec une vérification
des supports et des connexions.
 Contrôle de l’aspect concernant les batteries fermées : pas de trace de
l’électrolyte en surface ce qui indiquerait une forte surcharge avec perte
d`acide.
 Vérification de l’état de charge pour le régulateur : les indicateurs doivent
être cohérents avec l’état de la batterie.
88
89
Bibliographie
Article
[1] Henri JARLAN, l'Eau, p. 65.
Dictionnaire
[2] Dictionnaire grand robert version électronique
Livres
[3] S. Shomba Kinyamba, F. Mukoka Nsenda, D. Olela Nonga, T.M.
Kaminar, W. Mbalanda, Monographie de la ville de Kinshasa, ICREDES
(Kinshasa – Montréal – Washington), 2015, page 9
[4] SYSTEME SOLAIRE, Adduction d’eau potable avec pompe photovoltaïque,
Paris, 2005, Page 19 – 24
Notes des cours
[5] Prof. Bernard NDAYE : Introduction aux centrales électriques (Notes de
cours), Inédit, ISTA/NDOLO,2021, Page 155
[6] A. Hadj Arab, M. Benghamen, A. Gharbi, Dimensionnement de système de
pompe photovoltaïque, Rev. Energie. Rem. Vol. 8 (2005), page 2
Travail de fin de cycle et mémoire
[7] MALONDA – VUALA ET MAMBWANGA – BITA, Avant-projet d’un système
photovoltaïque de pompage d’eau dans le quartier BIBWA/NSELE, TFC,
ISTA/NDOLO, 2006 – 2007, page 38 – 51
[8] M. RAFIK BEBALEK, étude et dimensionnement d’une installation
photovoltaïque, république algérienne, 2016 – 2017, page 12 - 23
Site internet
[9] Http://www.
kimbanseke
[10] Http://www.
[11] Http://www.
[12] Http://www.
[13] Http://www.
Wikipédia. Fr/situation géographique de la commune de
SOLARIS – STORE.COM
SUNPOWER.COM
ORANGE – MARINE.COM
ENERGIE DOUCE.COM /16
89
90
TABLE DES MATIERES
EPIGRAPHE ............................................................................................... I
DEDICACE ................................................................................................ II
REMERCIEMENTS .................................................................................. III
Liste des figures ..................................................................................... III
Liste des tableaux.................................................................................... VI
1.
INTRODUCTION GENERALE ............................................................... 1
1.1. PROBLEMATIQUE ............................................................................................................................... 1
1.2. HYPOTHESE DU TRAVAIL .................................................................................................................... 1
1.4. DELIMITATION DU SUJET .................................................................................................................... 2
1.5. OBJECTIF A ATEINDRE ET INTERET DU TRAVAIL ................................................................................. 2

OBJECTIF ............................................................................................................................................ 2

INTERET DU TRAVAIL ......................................................................................................................... 2
1.6. METHODOLOGIE DU TRAVAIL ............................................................................................................ 2
1.7. SUBDIVISION DU TRAVAIL .................................................................................................................. 3
CHAPITRE 1 : GENERALITES SUR L’ENERGIE SOLAIRE PHOVOLTAIQUE . 4
1.1
Introduction................................................................................................................................... 4
1.2
Notions de base sur le gisement solaire........................................................................................ 4
1.2.1
Présentation du soleil ............................................................................................................ 4
a)
Composition ................................................................................................................................ 11
b)
Dualité de la lumière ................................................................................................................... 12
c)
Types du rayonnement solaire .................................................................................................... 13
d)
Mesure du rayonnement solaire ................................................................................................. 14
1.3
Principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque ........................................................ 14
1.3.1
Introduction ......................................................................................................................... 14
1.3.2
Brève historique sur l’effet photovoltaïque ........................................................................ 14
1.3.3
La cellule photovoltaïque .................................................................................................... 15
1.3.4
Conversion photovoltaïque ................................................................................................. 16
1.3.5
Effet photovoltaïque ........................................................................................................... 18
1.3.6
Principe de fonctionnement ................................................................................................ 19
1.3.7
Les types des cellules photovoltaïques ............................................................................... 20
1.3.8
Caractéristiques d’une cellule photovoltaïque ................................................................... 22
1.3.9
Influence de la température et de l’éclairement ................................................................ 25
1.3.10
Facteur de forme (FF) .......................................................................................................... 26
90
91
1.3.11
Rendement des modules photovoltaïques ......................................................................... 27
1.3.12
Les différents composants d’un système solaire photovoltaïque....................................... 27
B.
Types d’accumulateurs................................................................................................................ 28
C.
Comparaison des types de batteries en énergie massique......................................................... 30
CHAPITRE 2 : PRESENTATION ET EVALUATION DES BESOINS EN EAU
POTABLE DU QUARTIER SAKOMBI DANS LA COMMUNE DE KIMBANSEKE
38
2.1. Introduction partielle ...................................................................... 38
2.2. Brève historique de la commune de kimbanseke ............................................................................ 38
1)
Population ....................................................................................................................................... 38
2)
Géographie ...................................................................................................................................... 39
3)
Hydrographie ................................................................................................................................... 39
4)
Quartier ........................................................................................................................................... 39
2.2.2. Les différents aspects du quartier SAKOMBI ................................................................................ 40
2.2.1. Situation géographique ............................................................................................................. 40
a)
Délimitation du quartier .............................................................................................................. 40
Figure 2.1 : géolocalisation du quartier sakombi ................................................................................ 41
b)
Population ................................................................................................................................... 41
2.2.2.2. Situation climatique ............................................................................................................... 41
2.2.2.3. Situation socio - économique ................................................................................................. 42
2.2.2.4. Situation sécuritaire ............................................................................................................... 42
2.2.2.5. Situation énergétique du quartier.......................................................................................... 43
2.2.2.6. Composition du bureau du quartier ....................................................................................... 43
Taux de croissance ......................................................................... 45

2.2.2.7. Population actuelle................................................................................................................. 45
2.2.2.8. Méthode et population future ............................................................................................... 47
2.2.2.9. Situation actuelle d’approvisionnement en eau. ................................................................... 48
2.3. Evaluation de besoin en eau du quartier ......................................................................................... 49
2.3.1. Introduction............................................................................................................................... 49
2.3.2. Qualité de l’eau souterraine...................................................................................................... 49

Le fer ............................................................................................................................................ 51

Le fluor......................................................................................................................................... 52
2.4. Besoins en qualité de service ....................................................................................................... 52
2.5. Besoins en quantité ...................................................................................................................... 53
2.5.1.2. Calcul de la quantité majorée du système ................................................................................. 54

Nombre de fontaine .................................................................................................................... 54
91
92
2.6. Conclusion partielle .......................................................................................................................... 56
CHAPITRE 3 : CHOIX DE GENERATEUR SOLAIRE PV ET MISE EN ŒUVRE
DU SYSTEME AUTOMATIQUE DE POMPAGE ........................................... 57
3.2.
Problème de captage d’eau souterraine ..................................................................................... 57
3.2.1.
Vieillissement du forage .......................................................................................................... 57
3.2.2.
Arrivée de sable ................................................................................................................... 58
3.2.3
Augmentation du rabattement ........................................................................................... 58
3.3.2. Dimensionnement du réservoir de stockage ..................................................... 65
3.3.2.1. Rôle du réservoir ........................................................................................................ 65
3.3.2.2. Construction du réservoir de stockage ............................................................ 65
3.3.3. Dimensionnement de la pompe ............................................................................... 67
a)
Calcul de la puissance utile de la pompe..................................................................................... 67
b)
Calcul de la puissance utile du moteur de la pompe .................................................................. 67
c)
Calcul de la puissance absorbée du moteur d’entrainement ..................................................... 67
d)
Choix de la pompe ....................................................................................................................... 68
3.3.4. Dimensionnement de la partie électrique .......................................................... 69
a) Calcul de l’énergie journalière du système ................................................................. 69
b) Calcul de la puissance crête du système ..................................................................... 69
c)
Tension de fonctionnement du champ PV .................................................................................. 70
d)
Calcul du nombre de module solaire PV ..................................................................................... 71
e)
Calcul du nombre de module en série ........................................................................................ 71
f)
Calcul de la tension normalement produite................................................................................ 72
3.3.4.1. Protection du générateur solaire photovoltaïque ........................................ 77
3.3.4.1.1. Diode by – pass ........................................................................................................ 77
3.4.
Conclusion partielle ................................................................................................................. 86
3.5.
Conclusion générale ................................................................................................................ 87
Bibliographie ................................................................................................................................. 89
92