Dimensionnement et réglementation des systèmes PV en Tunisie

Introduction au dimensionnement et à la réglementation des systèmes photovoltaïques en Tunisie

Le secteur de l’énergie solaire connaît un essor rapide en Tunisie, soutenu par des incitations gouvernementales, la volonté de diversifier le mix énergétique et les exigences techniques de la STEG (Société Tunisienne d’Électricité et du Gaz). Ce cours vise à fournir aux étudiants, ingénieurs et techniciens une compréhension approfondie des concepts clés liés au dimensionnement des installations photovoltaïques (PV) ainsi qu’aux normes et réglementations en vigueur. Nous aborderons les instruments de mesure, les règles de connexion au réseau, les caractéristiques des onduleurs, les composants du module et les paramètres de performance à prendre en compte.

1. Mesure de l’irradiance solaire

1.1 Le pyranomètre : principe et utilisation

Le pyranomètre est l’instrument de référence pour mesurer l’irradiance solaire directe en W/m². Contrairement au luxmètre, qui ne mesure que l’éclairement visible (lux), le pyranomètre capte le rayonnement solaire total (spectre 300‑2800 nm) et fournit une valeur précise indispensable pour le dimensionnement des panneaux.

• Il possède une cellule thermopile ou un photodiode calibrée.
• Il doit être orienté perpendiculairement au soleil pour éviter les erreurs d’angle d’incidence.
• Les données recueillies sont utilisées pour calculer le facteur de performance (PR) et le rendement énergétique du système.

À retenir : le pyranomètre mesure directement le flux solaire en W/m², critère essentiel pour le dimensionnement optimal.

2. Rémunération du surplus injecté – Le Net Billing en Tunisie

2.1 Le mécanisme du Net Billing pour le moyen tension (MT)

Dans le cadre du Net Billing, le surplus d’énergie produit par une installation PV et injecté dans le réseau est rémunéré au tarif d’achat fixé par la STEG. Ce tarif correspond au prix auquel la STEG achète l’électricité produite par les producteurs indépendants, et il est généralement identique au prix de vente de l’électricité au client final.

• Le tarif d’achat est révisé périodiquement selon les décisions du ministère de l’Energie.
• Le surplus n’est pas crédité sous forme de « crédit reporté », mais réellement payé à chaque période de facturation.
• Cette rémunération incite les installateurs à optimiser la production afin de maximiser le revenu.

À retenir : le surplus injecté est payé au même tarif que l’électricité achetée, pas à un pourcentage du prix de vente.

3. Dimensionnement des onduleurs selon les exigences de la STEG

3.1 Puissance crête maximale autorisée pour un onduleur monophasé

La STEG impose une limite de 6 kWc pour les onduleurs monophasés afin de garantir la stabilité du réseau et de faciliter la gestion de la charge. Cette contrainte doit être prise en compte dès la phase de conception :

• Choisir un onduleur dont la puissance nominale n’excède pas 6 kWc.
• Vérifier que la puissance totale des panneaux (P_max) ne dépasse pas la capacité de l’onduleur, afin d’éviter le clipping.
• En cas de besoin de puissance supérieure, opter pour une installation en triphasé ou demander une autorisation spéciale.

À retenir : STEG = 6 kWc pour un onduleur monophasé.

4. Composants du module photovoltaïque

4.1 La diode by‑pass et son rôle en cas de cellule masquée

Lorsque une cellule du module est ombragée ou défectueuse, elle peut devenir un point de blocage, limitant le courant du groupe. La diode by‑pass permet au courant de contourner la cellule masquée, maintenant ainsi la production globale du module.

• Elle s’active dès que la tension de la cellule masquée chute en dessous d’un seuil critique.
• Le courant suit le chemin de moindre résistance, évitant la perte de puissance et les points chauds.
• Le dimensionnement du nombre de diodes by‑pass dépend du nombre de cellules en série et du niveau d’ombrage attendu.

À retenir : la diode by‑pass crée un détour autour de la cellule masquée, préservant la performance du module.

4.2 Famille des cellules à couche mince – Le CdTe

Parmi les technologies photovoltaïques, les cellules CdTe (cadmium telluride) appartiennent à la catégorie « couche mince ». Elles sont caractérisées par :

• Un dépôt de matériau semi‑conducteur très fin (quelques microns) sur un substrat en verre ou en métal.
• Un coût de production généralement inférieur à celui des cellules cristallines (monocristallin ou polycristallin).
• Une bonne performance sous conditions de faible luminosité et de températures élevées, ce qui les rend adaptées au climat tunisien.

CdTe = couche mince, pas cristallin.

5. Conditions de référence et facteurs de correction

5.1 Le diagramme NOCT et la température de l’air

Le diagramme NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) indique une température de l’air de 20 °C. Cette valeur représente la température ambiante standard utilisée pour estimer la température de fonctionnement des cellules sous irradiation nominale (800 W/m²) et vent de 1 m/s.

• Elle sert de point de départ pour le calcul du facteur de température (γ) du module.
• En combinant NOCT avec les données de pyranomètre, on peut prédire la puissance réelle en conditions réelles.

À retenir : NOCT = 20 °C pour la température de l’air.

5.2 Facteur de correction K5 pour les câbles enterrés (NF C15‑100)

Selon la norme NF C15‑100, le facteur de correction à appliquer aux câbles souterrains est K5. Ce coefficient tient compte de la dissipation thermique réduite lorsqu’un câble est placé sous terre, augmentant ainsi le courant admissible.

• K5 s’applique aux installations où le câble est directement enterré sans conduit protecteur.
• Il permet de dimensionner correctement la section du câble afin d’éviter les surchauffes.

À retenir : câble enterré → K5.

6. Garantie de performance des modules PV en Tunisie

6.1 Rendement minimal garanti après 10 ans

Les contrats de garantie imposés aux fournisseurs de modules photovoltaïques en Tunisie stipulent un rendement minimal de 90 % après dix ans d’exploitation. Cette garantie assure que le module conserve au moins 90 % de sa puissance nominale initiale (P_max) au bout de la décennie.

• Le suivi de la dégradation annuelle moyenne doit rester inférieur à 1 %/an.
• Les tests de performance sont réalisés selon la norme IEC 61215 et IEC 61730.
• Cette garantie renforce la confiance des investisseurs et facilite le financement des projets.

À retenir : 90 % = garantie décennale du rendement.

Conclusion

Le dimensionnement d’un système photovoltaïque en Tunisie repose sur une combinaison d’outils de mesure précis (pyranomètre), de connaissances réglementaires (tarif d’achat STEG, limites d’onduleur, normes NF C15‑100) et de compréhension des technologies de modules (diodes by‑pass, cellules CdTe, garantie de rendement). En maîtrisant ces concepts, les professionnels peuvent concevoir des installations fiables, rentables et conformes aux exigences locales, contribuant ainsi à la transition énergétique du pays.