evolution guide ute 15-712-1 et maintenance préventive des installations photovoltaïques 1 1...

Evolution guide UTE 15-712-1 et maintenance

préventive des installations Photovoltaïques

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Installation photovoltaïque raccordée au réseau (Module maintenance)Version janvier 2013

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Descriptif du module

Introduction Retour d’expérience lié aux audits des installations

Les évolutions réglementaires applicables en 2011 :Norme UTE C 15-712-1 ;Les nouvelles conditions d’intégrations CEIAB.

La maintenance préventive des installations photovoltaïques

Exemples de disfonctionnements

Pv (compétence électrique) – Maintenance des équipements PVR

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1000 entreprises QUaliPV auditées

Premiers résultats

Retour d’expérience lié aux audits des installations.

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Principaux défauts majeures « EcM » : Connecteurs débrochables sans utilisation d’un outil par construction ou par

installation au niveau de l’onduleur , Présence de boucle d’induction, Non respect de la plage de tension admissible par l’onduleur.

Principaux défauts mineurs « A » : Absence de signalisation obligatoire pour un générateur PV (selon préconisation du

guide UTE C15 712), Présence de couple électrolytique, Mise en œuvre de la liaison équipotentielle.

Retour d’expérience lié aux audits des installations.

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Introduction

L’essor rapide du marché photovoltaïque français ainsi que la croissance rapide du parc de générateurs PVR, nous amène à nous interroger sur la nécessité de :

-prévoir la vérification , le contrôle et la maintenance préventive, de façon périodique, des installations réalisées à ce jour. -réaliser la maintenance curative des ouvrages présentant déjà un quelconque dysfonctionnent, entrainant un risque pour les biens comme pour les personnes, plus ou moins grave. Voir pour certains cas une perte de production aux conséquences irréversibles pour les exploitants.


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Les évolutions réglementaires applicables en 2011 : guide pratique UTE C 15-712-1


Les dispositions du présent guide sont applicables aux ouvrages dont la date de dépôt de demande de permis de construire ou à défaut la date de déclaration préalable de travaux ou à défaut la date de signature du marché, ou encore à défaut la date d’accusé de réception de commande est postérieure au 1er Janvier 2011.Ce guide s’applique en complément des autres normes.

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Mise à la terre des installationsLorsque l’installation PV est raccordée au réseau public de distribution basse tension, pour les installations inférieure à 250KVA (*) d’une manière générale, le schéma de liaison à la terre est de type TT

(*) Lorsque l’installation PV est raccordée au réseau public de distribution HTA par l’intermédiaire d’un transformateur HT/BT, le schéma de liaison à la terre est de type TN ou IT.


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Mise à la terre des installations• Mise à la terre d’une polarité de la partie continue

Sur la partie continue les dispositions de protection contre les contacts indirects ne font pas appel au principe des schémas de mise à la terre.

Le régime est dit « flottant » ce qui veut dire qu’aucune des polarités n’ est reliée à la terre. (la majorité des cas)

Cependant, dans certains cas et pour des raisons fonctionnelles, cette mise à la terre directe ou par l’intermédiaire d’une résistance est nécessaire et donc admise sous certaines conditions: Voir et lire la suite dans ce cas particulier


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Mise à la terre des masses et éléments conducteurs• Partie DC:Pour minimiser les effets dus à des surtensions induites, les structures métalliques de chaque module et les structures métalliques support (y compris les chemins de câbles métalliques) doivent être reliées à une liaison équipotentielle elle-même reliée à la même terre. Ces structures métalliques étant généralement en aluminium, il convient d’utiliser des dispositifs de connexion adaptés (couple électrolytique). Les conducteurs en cuivre nu ne doivent pas cheminer au contact de parties en aluminium. La mise en œuvre de la mise à la terre de chaque module PV est réalisée conformément aux prescriptions du fabricant.


Couleur vert/jaune

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Mise à la terre des masses et éléments conducteurs• Partie ACL’ensemble des masses coté AC doit être relié à la terre par un conducteur de protection conformément au paragraphe 411.3.1.2 et à la partie 5-54 de la NF C 15-100.

Rappel NFC 15-100:Si 0< Sph ≤ 16² alors Spe = Sph (cas général en résidentiel)Si 16² < Sph ≤ 35² alors Spe = 16²Si Sph > 35² alors Spe ≥ Sph/2


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Mise à la terre des masses et éléments conducteurs• Onduleur:

« La masse de l’onduleur doit être reliée à la liaison équipotentielle par un conducteur de section minimale égale à 6 mm² Cu ou équivalent, et au conducteur de protection de la partie AC. »


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Protection contre les chocs électriques (contact direct)


« Les armoires ou coffrets contenant des parties actives accessibles doivent pouvoir être fermés soit au moyen d'une clef, soit au moyen d'un outil, à moins qu'ils ne soient situés dans un local où seules des personnes averties ou qualifiées peuvent avoir accès. »« Lorsque les coffrets ou armoires ne sont pas situés dans un local où seules des personnes averties ou qualifiées peuvent avoir accès, c’est le cas sur une installation résidentielle, une protection contre les contacts directs doit être assurée lorsqu’une porte d’accès est ouverte (ou inexistante en résidentiel) en utilisant du matériel possédant par construction ou par installation, au moins le degré de protection IP2X ou IPXXB. »

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Protection contre les chocs électriques (contact direct)• Cas particuliers de la TBTSécurité et TBTProtection

Très peu rencontré sur installation de systèmes photovoltaïques raccordés

réseau car Uoc max est généralement supérieure à 30, 60 et même 120 V en courant continu et pour la partie AC généralement supérieure à 12, 25 et même 50 V (Uac onduleur et réseaux = 230 ou 400 V)

Lire la suite cas particulier


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Protection contre les chocs électriques (contact indirect)• Cas le plus fréquent:

Pv (compétence électrique) – Maintenance des équipements PVRAutre cas

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Protection contre les surintensités• Partie DC

UTE 15-712 février 2008:Les modules des chaînes PV doivent être protégés contre l’effet des courants inverses susceptibles de survenir en cas de défaut dans un module. Les modules supportant un courant inverse maximal Iscr au moins deux fois leur courant de court-circuit (IscSTC),



Attention danger

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Protection contre les surintensités• Partie DC

L’UTE 15-712-1 juillet 2010 tient compte notamment: de valeurs des courants inverses des modules pas toujours supérieur à

2xIscstcVérifier sur les caractéristiques du module la valeur du courant inverse

admissible

Selon les cas, en cas de présence de câble de groupe, la nécessité ou pas de mise en œuvre de dispositifs de protections

Remarque:Dispositifs de protection des chaines rarement nécessaires sur les installations <

3 KWC ce qui n’est pas, dans certaines configurations, le cas d’une installation de 9 KWC



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Protection contre les surintensités• Partie DC Caractéristiques des dispositifs de protection contre les surintensités

Les dispositifs doivent pouvoir fonctionner pour des applications DC et donc répondre à certaines dispositions comme:

- La tension assignée (> Uoc max géné)- Le courant assigné In correctement calculé- Le courant de fusion dans le cas d’ utilisation de fusible- Le pouvoir de coupure (≥ 1,25 x Iscstc de géné)- La température de fonctionnement- Marquage courant continu ou symbole ---



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Protection contre les surintensités• Partie AC- Raccordement DB

§ 8.2.1 Dans le cas d'une installation raccordée au réseau par un branchement a puissance limitée, la section minimale des conducteurs raccordes aux bornes aval de l'AGCP est de 10 mm² Cu.



Liaison AC

Section de raccordement bornes aval DB 15-45 Mono

10mm² minimum

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Protection contre les surintensités• Partie AC- Raccordement DB plusieurs possibilités pour un souci technique ou

économique :



3 KVA/ 15A

Vers onduleur3kW10mm²

Section adaptée : 2,5 ; 4 ou 6 mm²

Appareillage adapté

OU

Vers onduleur3kW

Répartiteur Ou

Connecteur réducteurOu

Fouet réducteur…….

2,5, 4 ou 6 mm²

10 mm²

2,5 mm²

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Protection contre les surintensités• Partie AC- Protection contre les surcharges :

Prendre en compte le courant emploi donné par le fabricant de l’onduleur ou à défaut 1,1 fois son courant nominal.

Attention à l’environnement du dispositif notamment une température ambiante élevée .



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Sectionnement et coupure

• Généralités:

Lors du choix et de la mise en œuvre des dispositifs de coupure et de sectionnement entre l’installation PV et le réseau public de distribution, ce réseau doit être considéré comme la source et l’installation PV comme la charge.

De même, coté DC l’onduleur est considéré comme la charge et le champ PV comme la source DC



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Dispositif de sectionnement

Pour permettre la maintenance des onduleurs PV, des moyens de sectionnement doivent être prévus par onduleur, à proximité , tant du côté continu que du côté alternatif (éviter au dessus).



R1(photo): un dispositif de sectionnement sur la partie DC doit être indépendant de l’onduleur et à proximité

R2: sur la partie AC, un dispositif de sectionnement doit également se trouver à proximité en cas d’ éloignement du point de raccordement par exemple

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Dispositifs de coupure d’urgence (généralités)

Pour permettre les interventions de maintenance au niveau des boites de jonctions équipées de protections, un dispositif de coupure doit être prévu à l’intérieur ou à proximité en aval de ces protections.



MAUVAIS BON

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Dispositifs de coupure d’urgence (généralités suite)Les commandes des dispositifs de coupure d’urgence côté DC et côté AC doivent être facilement reconnaissables et rapidement accessibles.

Les dispositifs de coupure d’urgence ne doivent pas être intégrés à l’onduleur.



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Dispositifs de coupure d’urgence (généralités suite)

Ces dispositifs peuvent être des interrupteurs ou, des disjoncteurs ou, des contacteurs.

La coupure d’urgence peut être assurée par une commande manuelle de l’organe de coupure ou par l’intermédiaire d’une action télécommandée (*).

(*) : attention, dans des locaux d’habitations, les dispositifs de coupure d’urgence doivent être à action manuelle directe



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Dispositifs de coupure d’urgence (Partie DC)

Chaque alimentation d’onduleur doit pouvoir être coupée.

Dans le cas d’onduleurs à entrées multiples, il est admis d’assurer la coupure d’urgence par des dispositifs à commandes séparées.



Onduleur deux traqueurs mpp

Coupure 1

Coupure 2

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Choix et mise en œuvre des matériels• GénéralitésLa tension assignée d’emploi de tous les matériels de la partie DC doit être égale ou supérieure à la tension U ocmax

R: UTE 15-712 février 2008: Uocmax=1,15 x Uocstc UTE 15-712-1 Uocmax=1,2 x Uocstc si Tamb inconnue



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Travaux pratiques : Evolution de la NFC 15-712

TP protection surintensités partie courant continu


Caractéristique du générateur: 6600 WcModule: 30 modules (10x3) 3 Onduleurs proposés

Travail demandé:

Réaliser le schéma unifilaireA quoi correspond les conditions Stc pour un module ?Choisir l’onduleur le plus adapté (parmi les trois propositions)Justifier la nécessité de la présence de fusibles de protections des chainesDéterminer la protection adaptée parmi les trois propositions

Afficher la fiche TP

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Méthode pour le choix de l’onduleur


Vérification onduleurs

Calcul de la variation de température par rapport à STC

Calcul de la tension à vide max

Calcul de la tension la plus basse en production

Calcul de la tension la plus élevée en production



Calcul de Immp Impp =

Voc max =

Vmpp min =

Vmpp max =

ΔT =

30

Chute de tension (partie DC)

UTE 15-712 février 2008 :

∆U/U max 3% à Iscstc recommandé 1%

UTE 15-712-1 juillet 2010:

∆U/U max 3% à Imppstc recommandé 1%

Tension à prendre en compte : U mppSTC

Résistivité du cuivre : ρ = 1,25 x ρ0 soit 0,023 Ω/mm² La chute de tension à considérer est le cumul de la chute générée

respectivement par les câbles de chaine, de groupes et principale Pv si existants



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Protection contre les surtensions atmosphériques ou dues à des manœuvres

• Protection par équipotentialitéComme décrit par les diapos mise à la terre des masses et éléments conducteurs, un conducteur d’équipotentialité doit relier toutes les structures métalliques des modules et les structures métalliques des supports de l’installation PV (y compris les chemins de câbles métalliques) en présence ou non de parafoudres. Ce conducteur doit être relié à la terre.



Section minimale 6mm2

=

˜Vers borne principale de terre

32Pv (compétence électrique) – Maintenance des équipements PVR


Protection contre les surtensions atmosphériquesCâblage possible

1) : Dans cette configuration, un système permettant la continuité de la liaison équipotentielle dans le cas de maintenance d’un module doit être prévu. La liaison mise en place lors de l’opération de maintenance devra être d’une section minimale de 6 mm² Cu ou équivalent.

pour une surface accessible conductrice supérieure 10 cm 2

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Protection contre les surtensions atmosphériques ou dues à des manœuvres• Protection par parafoudres:

L= LC1+LC2+LC3

En cas de plusieurs onduleurs :Faire le calcul pour chaque onduleur

Un exercice concret vous permettant d’acquérir les connaissances nécessaires pour maîtriser les conditions d’installation, le choix et la mise en œuvre de parafoudres vous sera proposé plus tard.



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Protection contre les surtensions atmosphériques ou dues à des manœuvres• Conditions d’installation des parafoudres côté DC



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Choix et mise en œuvre des matériels• Choix des parafoudres

Les parafoudres installés sur la partie DC de l’installation PV doivent satisfaire aux exigences du guide UTE C 61-740-51.

Les onduleurs intègrent souvent des dispositifs de protection contre les surtensions. Ces dispositifs sont considérés comme remplissant la fonction parafoudre uniquement s’ils respectent les exigences du guide UTE C 61-740-51. Dans le cas contraire, la protection doit être assurée par des parafoudres externes.

La tension Up des parafoudres externes doit se faire en coordination avec les caractéristiques des dispositifs intégrés aux onduleurs. Le fabricant d’onduleur doit alors fournir les données nécessaires à la sélection des parafoudres.

Les parafoudres doivent être installés de manière à pouvoir être vérifiés et

isolés de la source PV.



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Choix et mise en œuvre des matériels• Mise en œuvre des parafoudres

Le raccordement des parafoudres sera effectué au plus court

Si les parafoudres DC et AC sont dans des coffrets séparés, il est recommandé de minimiser la distance entre ces coffrets.

Le raccordement à la borne de terre et aux bornes + et – du parafoudre s’effectue avec un conducteur de section minimale égale à 6mm² Cu ou équivalent.

Pour l’efficacité du parafoudre la valeur de la prise de terre doit être la plus faible possible (voir préconisation fabricant)



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Signalisation• Identification

Les principaux composants constituant l’installation photovoltaïque devront être identifiés et repérés par des étiquettes facilement visibles et fixées d’une manière durable en correspondance avec les plans et schémas de l’installation :

• boîtes de jonction ;• coffrets DC et AC ;• câbles DC et AC (tenant et aboutissant avec repérage des polarités pour les

câbles DC) ;• onduleurs ;• dispositifs de protection et sectionnement ;



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Protection contre les surtensions atmosphériquesMise à la terre des masses

Le contact entre la partie métallique et le dispositif de connexion doit éviter tout couple électrolytique, ou être de matériau tel que le couple électrolytique est inférieur ou égal à 0,30 V comme rappelé dans l’annexe 1. Exemple : cosse cuivre étamé sur aluminium, rondelle bi-métal cuivre-aluminium, inox-aluminium… Vérifier le point de raccordement donné par le fabricant.

Rondelle bimétal



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Travaux pratiques : Evolution de la NFC 15-712 TP protection contre les surtensions partie DC


Caractéristique du générateur: 6600 Wc sur maison d’habitation Module: 30 modules (10x3)Lieu : à préciser sans paratonnerreLongueurs:

Chaines 1 = 15m entre la boite de jonction au point le plus éloigné des modulesChaines 2 = 10mChaines 3 = 16mLa chaines N° 3 empreinte un chemin différent de celui de la chaine N°1 et N°2Liaison principale PV = 25 m (boite de jonction groupe jusqu’à entrée onduleur)

?

Travail demandé:Justifier la nécessité de la présence de parafoudre sur la partie DC (obligatoire et recommandé)Déterminer les caractéristiques des parafoudres (référence constructeur)

Afficher la fiche TP

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Guide de choix



Calcul de NgAller chercher le Nk sur la carte annexe C 15-712-1NK =Ng= Nk/10=

L≥Lcrit

Calcul de la longueur critique tableau 10 C 15-712-1 :Lcrit =

Calcul de la longueur cumulée :

L =

oui

Parafoudre (s) obligatoire (s) côté dc

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Choix et mise en œuvre des matériels• Modules PV

- La valeur du courant inverse ISCR des modules PV doit être au moins égale à deux fois IscSTC.

Attention voir diapos protection contre les surintensités.

- Tous les modules constituant un générateur PV doivent avoir les mêmes caractéristiques électriques.

- La tenue en tension maximale des modules PV doit être supérieure à la tension UOCMAX



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Choix et mise en œuvre des matériels• Canalisations DC• Pour les câbles PV

Ce tableau vous indique le courant maximal admissible pour les câbles de chaine pour une °C à l’ âme de 90° lorsqu’ils sont soumis à l’échauffement direct des modules ou soumis au rayonnement solaire.



Section (mm²)Pour θâme=90°C

Intensité Echauffement

direct

IntensitéCheminement

dans isolant thermique

1,5 14 10,8

2,5 19 14,6

4 26 20

6 33 25,4

10 46 35,4

16 62 47,7

25 82 63

35 102 92

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Choix et mise en œuvre des matériels• AppareillagesTous les appareillages installés dans la partie DC doivent respecter les dispositions suivantes spécifiques aux installations photovoltaïques :•Rappel: le courant assigné In doit être au moins égal à 1,25 IscSTC du circuit concerné à l’exception de celui des dispositifs de protections contre les surintensités.•la tension assignée d’emploi (Ue ) doit être supérieure ou égale à la tension maximale Uocmax du générateur photovoltaïque•ces dispositifs doivent posséder le marquage utilisation en courant continu (indication « courant continu » ou symbole ).•la température de fonctionnement au lieu d’installation pouvant différer de la température spécifiée dans les normes produits, l’utilisateur doit consulter la documentation du constructeur pour sélectionner les produits



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Choix et mise en œuvre des matériels• Appareillages

Les appareillages installés dans la partie DC doivent être de type industriel, c’est à dire conformes aux normes de la série NF EN 60947 :

• Les caractéristiques des interrupteurs, interrupteurs-sectionneurs, combiné-fusibles, doivent satisfaire à la catégorie d’emploi DC21B.

• Les caractéristiques des sectionneurs, doivent satisfaire à la catégorie d’emploi DC20.

• Les caractéristiques des contacteurs doivent satisfaire à la catégorie d’emploi DC1.

Dans les locaux d’habitation, l’usage d’appareillage de type industriel est autorisé pour la partie de l’installation en courant continu.



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Choix et mise en œuvre des matériels

• Ensembles d’appareillages

Les parties courant continu et courant alternatif de l’installation peuvent cohabiter dans un même tableau, s’il existe une séparation physique entre ces deux parties.



Plastron de séparation

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Choix et mise en œuvre des matériels• Ensembles d’appareillages

Pour la partie DC, il est impératif de protéger toutes les connexions ou dispositifs de sectionnement contre une ouverture en charge accidentelle ou non autorisée. A cet effet, à l’intérieur des coffrets ou armoires, une signalisation «ne pas manœuvrer en charge» doit être apposée à proximité de ces dispositifs de sectionnement.



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Dans les locaux accessibles aux personnes autres qu’averties ou qualifiées (BA4 ou BA5) :

- les dispositifs de connexion ne doiventêtre démontables qu’à l’aide d’un outil par construction ou par installation ;

- les appareils n’ayant pas de caractéristique de coupure en charge doivent nécessiter l’utilisation d’une clé, d’un outil ou la manœuvre directe d’un appareil ayant la caractéristique de coupure en charge.

Remarques: les dispositifs évoqués sont notamment, les connecteurs, les sectionneurs fusibles, les parafoudres sur socles…



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Afin de garantir un bon niveau de sécurité, des dispositions constructives doivent être mises en œuvre pour éviter tout risque de court-circuit entre les conducteurs actifs internes aux boites de jonction et coffrets DC.



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Toute intervention sur les boîtes de jonction situées directement en aval des câbles de chaînes de modules PV doit pouvoir être assurée en toute sécurité. Des connecteurs conformes à la NF EN 50521 doivent être prévus sur ces boites ou à proximité immédiate..



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Toutes les boîtes de jonction et coffrets de la partie DC , doivent porter un marquage visible et inaltérable indiquant que des parties actives internes à ces boîtes ou coffrets restent sous tension après sectionnement de l’onduleur PV



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Dans le cas d’une habitation neuve, un emplacement toute hauteur d’au minimum 700 mm de large, accessible en partie frontale, et ne comportant pas de poutraison en sa partie supérieure doit être prévue à partir du flanc droit ou gauche de la GTL, et ce afin d’y implanter la GTL production PV.

La GTL production doit au moins contenir les équipements suivants :

• les panneaux de contrôle (AGCP et comptage production) s’ils sont placés à l’intérieur du logement ;

• les coffrets AC et DC lorsque l’onduleur est intégré dans la GTL ou situé à proximité.



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Les AGCP production et consommation doivent être à proximité l’un de l’autre.



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Dans le cas d’une habitation existante, les matériels de l’installation photovoltaïque peuvent ne pas être installés dans la GTL.

Note : Si l’onduleur n’est pas installé à proximité de la GTL PV, le coffret de protection DC doit être installé au voisinage de l’onduleur et non dans la GTL PV.



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Choix et mise en œuvre des matériels• Connecteurs

Pour garantir la qualité de la connexion et limiter les risques d’arc électrique pouvant créer des incendies, chaque couple de connecteurs mâle femelle à assembler doit être de même type et même marque.

Pour la partie d.c., les dispositifs de connexion accessibles aux personnes non averties ou non qualifiées ne doivent être démontables qu’à l’aide d’un outil par construction ou par installation.



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Signalisation• Identification

• en amont d’onduleur, sur le coffret d.c., une étiquette portant la mention « coupure d’urgence entrée onduleur » en lettres rouges sur fond jaune ;

• en aval d’onduleur, sur le coffret a.c., une étiquette portant la mention « coupure d’urgence sortie onduleur » en lettres rouges sur fond jaune ;

• disjoncteurs de branchement ;• dispositifs éventuels de coupure d’urgence.

Une étiquette portant la mention « Sectionnement général – Installation photovoltaïque » doit être apposée à proximité de l'Interrupteur-Sectionneur général AC placé en tête de l'installation photovoltaïque.



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Signalisation étiquetage



5757

schéma et signalétique

Boite raccordement

• sur la face avant des boites de jonction• sur la face avant des coffrets d.c.• sur les extrémités des canalisations d.c. à minima

• à l’intérieur des boîtes de jonction et coffrets d.c.• à proximité des sectionneurs-fusibles,parafoudres débrochables …

Une étiquette de signalisation située à proximité du dispositif assurant la limite de concession en injection : AGCP (puissance limitée) ou l’interrupteur-sectionneur (puissance surveillée).

Une étiquette de signalisation située à proximité du dispositif assurant la limite de concession en soutirage : AGCP (puissance limitée) ou interrupteur-sectionneur à coupure visible (puissance surveillée).

câbles d.c. et a.c. (tenant et aboutissant avec repérage des polarités pour les câbles d.c.) ;).

Coupure d’urgence entrée onduleur

Coupure d’urgence sortie onduleur

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Travail demandé: A l’aide des étiquettes mises à disposition, vous devez choisir et positionner correctement l’ensemble des signalétiques sur l’installation raccordée réseau.

Extrait 15-712

TP Etiquetage et signalisation

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Coupure pour intervention de secours Si une coupure est exigée pour permettre l’intervention des services de

secours, celle-ci doit répondre aux principes suivants :• coupure de l'alimentation de la consommation du bâtiment (Ex. : réseau de

distribution publique) ;

• coupure de la partie AC du ou des onduleurs au plus près du point de livraison;

• coupure de la partie DC du ou des onduleurs au plus près des chaînes photovoltaïques ;

Les organes de commande doivent être regroupés et leur nombre limité à deux.Le séquencement des manœuvres doit être indifférent.



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Prévention contre la dégradation des installations photovoltaïquesAfin de prévenir la dégradation des installations PV due aux influences externes particulières et à la présence de courant continu, et malgré la mise en œuvre de mesures telles que l’imposition de la double isolation et de câbles mono conducteurs, des mesures complémentaires doivent être mises en œuvre sur la partie courant continu.Les mesures à appliquer sont décrites selon 6 cas ci-dessous et dépendent de :• la mise à la terre ou non d’une polarité DC pour des besoins fonctionnels d’un générateur PV. La mise à la terre peut être directe ou réalisée à travers une résistance.• la présence ou non d’une séparation galvanique dans l’onduleur ou dans la partie courant alternatif.Note : Avec une séparation galvanique dans la partie a.c. de l’installation, le raccordement entre l’onduleur et le transformateur doit être entièrement flottant par rapport à la terre pour qu’une mise à la terre fonctionnelle d’une polarité DC soit possible. Les différents cas



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Les nouvelles règles d’intégrations photovoltaïques.

Introduction: l'arrêté tarifaire du 4 Mars 2011 a donné de nouvelles règles et distingue les

installations photovoltaïques intégrées au bâti, des installations photovoltaïques intégrées de manière simplifiée au bâti.

Les critères techniques d'intégration ou d'intégration simplifiée au bâti sont complexes.

C'est pourquoi le Comité d'Evaluation de l'Intégration Au Bâti (CEIAB) met à disposition deux listes, non exhaustives dans la mesure où elles sont établies sur demande volontaire de l'industriel ou du distributeur, afin de classer les systèmes d'intégration photovoltaïques comme éligibles au tarif d'intégration ou d'intégration simplifiée au bâti.


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l‘évolution des tarif de rachat :

L'arrêté du 4 Mars 2011 fixe les nouvelles conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergie radiative du soleil, telles que visées au 3° de l'article 2 du décret n°2000-1196 du 6 Décembre 2000.

Ce nouvel arrêté prévoit trois niveaux de tarifs distincts :

Un tarif dit intégration au bâtiPour pouvoir bénéficier de ce tarif, doivent être remplies :- des conditions techniques précises d'intégration au bâti du système photovoltaïque (Annexes 2 et 5 de l'arrêté) ;- des conditions portant sur l'usage du bâtiment (Habitation, Enseignement, Santé, Autres) ;- des conditions de puissance nominale de l'installation et des autres installations en cours ou en projet sur le même bâtiment ou la même parcelle (puissance maximale de 9 kW ou 36 kW selon l'usage du bâtiment)


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Une nouvelle régulation du marché du photovoltaïque

Après un moratoire& une période de concertation

de plusieurs mois

Décision politiquede marquer une pausedans le développementdu marché français

L’Objectif officiel 2020de 5,4 GWc devient un

plafond pour l’actuel gouvernement !

Fin 2010, ERDF enregistrait plus de 4 GW de demandes de

raccordement

Cela se traduit dans les textes par un « objectif

cible »de 500 MWc / an

100 MWc > résidentiel

100 MWc > non - résidentiel

Le Tarif de l’électricité produite est révisé( -20%)

& ajustable ( trimestre)

PPI = Programmation Pluriannuelle des investissements de production d’électricité

Les Objectifs 2020 seront révisable au second

semestre 2012

Révison de la PPI (*)

par le nouveau Parlement

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Qu’est-ce qui change avec le nouveau dispositif ?

Un « outil ministériel » de régulation

Remontée trimestrielle C.R.E. du nombre de demandes de

raccordement à ERDF

Plusieurs catégoriesd’installations

Toitures résidentielles

Toitures non - résidentielles

Centrales au sol

Extension de la limite de puisssance

de 3 KWc 9 KWC

< 100 KWc = révision tarifaire / trimestre

> 100 KWC = Appels d’offres

Nouveaux critères« techniques »d’intégration

Nouvelle grille tarifaire

plus complexe

1

2

3 4 5

www.ceiab-pv.fr www.developpement-durable.gouv.fr

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Type d’installation

Tarifs d’achat du 01/10/2011 au

31/12/2011c€/kWh

Résidentiel

Intégration au bâti[0-9kWc] 40,63

[9-36kWc] 35,55

Intégration simplifiée au bâti

[0-36kWc] 24,85

[36-100kWc] 23,61

Enseignement ou santé

Intégration au bâti[0-9kWc] 33,25

[9-36kWc] 33,25


[0-36 kWc] 24,85

[36-100 kWc] 23,61

Autres bâtiments

Intégration au bâti [0-9kWc] 28,82


[0-36kWc] 24,85

[36-100kWc] 23,61

Tout type d’installation [0-12MW] 11,38

Primes pour intégration, tarif d’achat

http://www.developpement-durable.gouv.fr/Quels-sont-les-nouveaux-tarifs-d.html

40,63 c€/kWh

24,85 c€/kWh


Prime d’intégration en fonction de l’arrêté de 4 mars 2011, révision du tarif 1er octobre 2011

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Méthodologie Un des critères pour l'attribution de la prime d'intégration au bâti est que le système photovoltaïque soit installé dans le plan de la toiture.

Pour une couverture totale d'un pan de la toiture, le Comité d'Evaluation de l'Intégration Au Bâti (CEIAB) considère que ce critère est toujours satisfait car les modules photovoltaïques définissent le plan de la toiture.

En cas de couverture partielle d'un pan de toiture, le CEIAB définit : - le plan de la la toiture comme étant le plan tangent aux points hauts

des éléments de couverture traditionnelle (hors éléments en saillie : faîtage, chatières, fenêtres de toit,...)

- le plan du système photovoltaïque comme étant le plan tangent aux points hauts du champ de modules photovoltaïques (hors éléments en saillie : abergements, chatières ou éléments de ventilation du procédé,...)


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Méthodologie


Pour une couverture partielle :• Le module doit assurer la fonction étanchéité• Le système doit respecter une côte de dépassement extérieur

Pour une couverture totale : ce critère est toujours satisfait car les modules photovoltaïques définissent le plan de la toiture

- 60 mm – du 1er Janvier au 31 Décembre 2011

-20 mm – à partir du 1er Janvier 2012

68Pv (compétence électrique) – Maintenance des équipements PVR

Maintenance des installations photovoltaïques

Les actions techniques minimales de maintenance doivent être envisagées durant le cycle de vie d’une installation photovoltaïque pour maintenir ou rétablir l’installation dans un état dans lequel elle peut accomplir la fonction pour laquelle elle a été conçue.

Toutes les opérations de maintenance doivent être envisagées avec pour priorité d’assurer et de maintenir la sécurité des biens et des personnes.

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La maintenance préventive

On distinguera les trois niveaux de maintenance suivant correspondant aux opérations de :

• maintenance conditionnelle, basées sur une surveillance des paramètres significatifs de l’installation ;

• maintenance prévisionnelle, exécutées en suivant les prévisions extrapolées de l’analyse et de l’évaluation des paramètres significatifs de la dégradation du bien (ex. : corrosion) ;

• maintenance systématique, exécutées à des intervalles de temps préétablis et sans contrôle préalable de l’état du bien ni de ses éléments constitutifs.


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Pour les tous types d’installations, hormis les locaux d’habitation individuelle non destinés à une occupation temporaire ou saisonnière, les trois niveaux de maintenance doivent être envisagés.

Pour les locaux d’habitation non destinés à une occupation temporaire ou saisonnière, seul le niveau de maintenance systématique sera envisagé.

Pour la maintenance systématique, la périodicité recommandée est d’un an.


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La maintenance préventive Les points relatifs à la sécurité des personnes et des biens sur le plan

électrique sont les suivants :

• état général de l’installation ;

• vérification de l’absence de corrosion ;

• état des câbles ;

• état des boites de jonction ;

• état des connexions ;

• resserrage des bornes sur tableaux électriques ;


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• contrôle visuel et caractéristiques techniques des fusibles ;

• contrôle visuel du disjoncteur ;

• contrôle visuel des parafoudres ;

• essai des DDR ;

• vérifications des liaisons équipotentielles ;

• fonctionnement de la coupure d’urgence.

Toutes ces actions doivent être envisagées dans le cadre d’une maintenance systématique, et ce pour tous types de locaux.


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Les points relatifs exclusivement à la sureté de fonctionnement sont les suivants :

• nettoyage des modules photovoltaïques ;

• vérification du maintien des conditions initiales de l’environnement des modules PV ;

• maintien des conditions thermiques d’exploitation des modules (aération en sous-face des modules) en fonction des prescriptions du fabricant ;


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• vérification des mises à la terre fonctionnelles ;

• vérification du maintien des conditions d’exploitation des locaux et du maintien de leur destination initiale ;

• dépoussiérage.

Pour les locaux d’habitation équipés de modules photovoltaïques il convient pour assurer la sûreté de fonctionnement des installations PV de prévoir la maintenance sur la base du périmètre ci-dessus.

Pour les ensembles industriels ou tertiaires, le maintien ou l’amélioration de la sureté de fonctionnement de l’installation sont envisagés en fonction de la politique de maintenance de l’établissement.


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Des opérations de maintenance complémentaires sur le bâti sont à envisagées notamment lorsqu’elles sont relatives à :

- la solidité-structure :

fixations des modules,

maintien des dispositions constructives,

respect de la règlementation neige et vent, …


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Des opérations de maintenance complémentaires sur le bâti sont à envisagées notamment lorsqu’elles sont relatives à :

- La couverture

- l’isolation

- L’étanchéité


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La maintenance des installations photovoltaïques :

La maintenance curative

Au-delà de la maintenance préventive, un certain nombre d’interventions de dépannage visant à rétablir l’installation dans un état dans lequel elle peut accomplir la fonction pour laquelle elle a été conçue, devront être réalisées dans le respect des règles de l’art.


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La maintenance des installations photovoltaïques :

La maintenance curative

En marge de cette maintenance curative, peuvent être envisagées, d’une part, des opérations visant:

à pallier l’usure de certains matériels les adapter à l’évolution des techniques, les adapter à des normes et règlements en vigueur,

D’autre part, des opérations ayant pour but d’optimiser l’installation existante.


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Rappel aux risques électriques et travail en hauteur

Réaliser une opération d’ordre électrique comme non électrique présente un certain risque pour les opérateurs.- Ces personnes doivent être désignées, formées et habilités par leur employeur

(décret septembre 2010, norme NF 18510 § 12.9).- Pour des opérations d’ordre non électrique sur des ouvrages photovoltaïques

le symbole d’habilitation préconisé est BP (Norme NF 18510).- Pour des opérations d’ordre électrique sur des ouvrages photovoltaïques le

symbole d’habilitation préconisé est BR.Travail en hauteur

- Si les protections collectives ne sont pas possibles: obligation d’utiliser des équipements de protection individuelle (E.P.I.)

– Harnais de sécurité, – Longe (avec ou sans absorbeur)– Casque


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TP Maintenance préventive


Travaux pratiques : Maintenance Installation PV

Travail demandé:

Réalisez une visite de maintenance préventive sur l’installation proposée.

Rédigez votre compte rendu de visite

81


Le risque d’incendie:


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Un risque d’incendie:

- Mauvaise installation - Utilisation de matériels inadaptés (connecteurs, appareillages

et protections)- Mauvais dimensionnement des organes de protections contre

les courant inverses dans les chaines et les canalisations- Mauvaise estimation des courant max admissibles dans les

canalisations (câbles de chaines, de groupes et principal PV)- …



83

La destruction des équipements



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La destruction des équipements- Destruction par les surtensions atmosphériques (mauvais

câblage, absence ou mauvaise installation d’équipements de protections, absence de protection par équipotentialité … )

- Destruction des onduleurs (tension max d’entrée à température minimale mal estimée, mise en service de champ de technologie amorphe,….)

- Destruction liée au échauffements anormaux des équipements (surintensités, tension ou intensité nominale non pris en compte …)



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Risque de brulure, d’électrisation et d’électrocution:- Risque de contact indirect (mise à des équipements de

classe 1 non réalisée, absence partielle ou totale de prise de terre, pas d’équipotentialité entre éléments conducteurs, etc.( Voir rapport récemment sortie par Consuel)

- Risque de contact direct( absence de protection par obstacle , rupture de l’isolation principale, mauvaise connexions,….)

- Défaut d’isolement Pv (compétence électrique) – Maintenance des équipements PVR


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Risque de brulure, d’électrisation et d’électrocution:- Risque de brulures (déconnection fortuite ou possible dans

des locaux en présence de personnels non-avertis, absence de signalétiques explicites,…..)

- Absence totale ou partielle d’étiquetage et de signalisation……



Production

photovoltaïque

Coupurephotovol

taïqueCoupure

réseau de distribution

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Mauvaise estimation du productible:Principales causes:- Mauvaise, voir inexistence d’une étude et prise en compte

de l’environnent- Outil de dimensionnent non adapté (logiciel constructeur

superflu)- ….



88

Une production annuelle attendue non atteinte:- Mêmes causes que précédemment

- Mauvais choix technologiques (Association champ PV et onduleur: décrochages erratiques)

- …..



89

Les problèmes d’ étanchéités- Choix et mise en œuvre des abergements - Système d’intégration en toiture inadapté aux différents

types de toitures - Non respect des règles d’art (DTU, guide technique, …..)



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Enfin ne pas oublier, les problèmes financiers et juridiques:

- Installations non terminées- Installations non fonctionnelles- installations non conformes- …

De nombreuses installations aboutissent à un litige ou une action en justice.



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Pour éviter tous ces problèmes, entretenir et maintenir les installations photovoltaïques , il est nécessaire pour les acteurs concernés de posséder les aptitudes qualificatives mais aussi de respecter les règles d’art définies par les normes NF,EN,UTE,….. , DTU associés , avis techniques, prescription constructeur , etc.



92

Prévention contre la dégradation des installations photovoltaïquesCas n° 1


Annexes

93



Annexes

94




95




96

Prévention contre la dégradation des installations photovoltaïquesCas n° 5 et 6



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Cas particuliers:• Conditions mise à la terre d’une polarité de la partie continue pour des

raisons fonctionnelles:

une isolation galvanique entre la partie DC et la partie AC est exigée, elle peut être soit interne aux onduleurs, soit externe aux onduleurs. Lorsqu’elle est externe aux onduleurs, elle doit être réalisée au moyen d’un transformateur par onduleur ou au moyen d’un transformateur unique à plusieurs enroulements avec un enroulement séparé par onduleur. Il y a alors lieu de s’assurer que les onduleurs utilisés sont compatibles avec ce type de mise en œuvre ;



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la mise à la terre de la polarité est réalisée en un point unique de la partie DC d’un générateur PV, à proximité de l’entrée DC de l’onduleur ou dans l’onduleur lui-même si celui-ci le permet. La mise à la terre est de préférence située immédiatement en amont du dispositif de coupure et de sectionnement de l’entrée DC de l’onduleur pour conserver la liaison à la terre du champ même lors des phases de maintenance de l’onduleur ;



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lorsque la mise à la terre de la polarité DC est directe, pour se prémunir contre d’éventuels défauts à la terre en amont de cette mise à la terre une protection par coupure automatique est exigée pour éliminer tout courant de défaut circulant dans le câble de mise à la terre.

Les mesures détaillées pour prévenir ce cas sont décrites au cas 2 ;



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résistance, pour se prémunir contre d’éventuels défauts à la terre en amont de cette mise à la terre, une surveillance par contrôleur d’isolement est exigée.

Les mesures détaillées pour prévenir ce cas sont décrites au cas 3 ;



RETOUR

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Protection contre les chocs électriques (contact direct)• Cas particuliers de la TBTS et TBTP


RETOUR

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Protection contre les chocs électriques (contact indirect)• Autre cas:

Pv (compétence électrique) – Maintenance des équipements PVRRETOUR

evolution guide ute 15-712-1 et maintenance préventive des installations photovoltaïques 1 1...

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