PLATEFORME LOGISTIQUE LIDL CARQUEFOU (44) · 1.1 Localisation du site La plateforme logistique LIDL...

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PLATEFORME LOGISTIQUE LIDL

CARQUEFOU (44)

- Précisions portant sur le projet d’installation

photovoltaïque sur le site visé

RECUEIL TECHNIQUE

Version Date Rédaction Vérification Validation

0 03/11/2017 R.CELERIER A.MERCIER A.MEZIERE

mailto:[email protected]

http://www.genergies.fr/

GENERGIES – Recueil technique Page 1 sur 7

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Version Date Modification

0 03/11/2017 Original


Sommaire

1. Contexte du projet d’installation photovoltaïque ............................................................. 3

1.1 Localisation du site ......................................................................................................... 3

1.2 Nature du projet .............................................................................................................. 4

1.3 Informations clés ............................................................................................................. 4

1.4 Référentiels applicables .................................................................................................. 5

2. Contenu du recueil .............................................................................................................. 6

2.1 Note technique relative aux positionnement des composants ........................................ 6

2.2 Plan de positionnement des principaux composants du générateur ............................... 6

2.3 Note technique visant la conception et la mise en œuvre du circuit de puissance DC ... 6

2.4 Note technique visant la coupure d’urgence du générateur ............................................ 6

2.5 Note technique visant le comportement au feu des modules PV .................................... 6

2.6 Note de conformité à l’arrêté du 25 mai 2016, relatif au PV sur ICPE ............................ 6

2.7 Glossaire ......................................................................................................................... 6

2.8 Annexes techniques ........................................................................................................ 6


1. Contexte du projet d’installation photovoltaïque

1.1 Localisation du site

La plateforme logistique LIDL visé par le présent recueil technique se situera au Sud De Carquefou, en

Loire Atlantique, en plein cœur de la zone industrielle de Nantes-Carquefou. La parcelle est une friche

industrielle qui sera réhabilité dans le cadre du projet.

Adresse Rue du Nouveau Bele, 44470 Carquefou

Longitude -1.500031 Latitude 47.267115

Cadastre Section BA – Parcelles 0001


1.2 Nature du projet

La société LIDL envisage, dans le cadre de sa stratégie d’entreprise, et en fonction des évolutions

réglementaires et des opportunités se présentant à elle, d’implanter un générateur photovoltaïque en

toiture de l’entrepôt de stockage ainsi qu’un autre générateur photovoltaïque sur ombrière au niveau des

aires de stationnement.

L’électricité générée par les modules photovoltaïque pourra être, en fonction de la stratégie de valorisation

retenue, injectée directement dans le réseau électrique public HTA au niveau d’un point de connexion

dédié, situé en limite de propriété, ou bien injecté sur le réseau électrique interne du site, en aval du

compteur général d’électricité, suivant le mode de l’autoproduction.

Nota : l’autoproduction est une stratégie alternative de valorisation de l’électricité visant à favoriser la

consommation à partir d’un générateur implanté localement au détriment du soutirage au réseau

électrique public, réduisant ainsi les frais d’exploitation et notamment la facture d’électricité.

1.3 Informations clés

Le tableau suivant synthétise les principales caractéristiques des ouvrages tels qu’envisagés à ce jour :

Toiture Ombrière

Technologie photovoltaïque visée Cellules au Silicium Cristallin *

Nombre de modules PV 7 970 1 512

Surface de capteurs ~ 13 400 m² ~ 2 540 m²

Puissance crête visée [min ; max] [2 192 – 2 606] kWc ** [416 – 495] kWc **

Tension Continue max ≤ 1000 Vdc

Technologie d’onduleur visée Onduleur de branche Onduleur de branche

Puissance AC visée [min ; max] [2 000 – 2 500] kVA *** [400 – 450] kVA ***

Stratégie Injection dans le réseau de

distribution public

vente d’électricité

Injection dans le réseau de

distribution du site

autoproduction

Raccordement En HTA au niveau d’un poste de

livraison dédié

En BT au niveau d’une arrivée

dédiée dans le TGBT du site

* Le choix de la technologie monocristalline ou polycristalline PERC n’est pas acté à l’heure actuelle et dépendra

des règles d’évaluation et de la valeur du bilan carbone simplifié en cours au moment du passage de commande au

fournisseur. La seule différence entre des modules mono ou poly cristallins réside dans le fait que le cristal utilisé est

plus ou moins pur, pour le reste les matériaux d’encapsulation, les parties métalliques ou plastiques et les vitrages

sont généralement équivalents, de même que les risques technologiques.

** La puissance globale du projet dépend de la puissance unitaire des modules qui seront retenus, nous donnons

une fourchette de puissance correspondant aux choix extrêmes de modules 275 Wc unitaires modules 327 Wc

unitaires.

*** La puissance globale de la chaine de conversion du projet dépend de la puissance globale du champ PV et de

l’arrangement des modules en serie parallèle, nous donnons cependant un ordre de grandeur des puissances qui

pourraient être envisagées.


1.4 Référentiels applicables

Normes et référentiels applicables

NF C 15-100 : installations électriques basse tension

NF C 14-100 : installations de branchement basse tension

NF C 13-100 et 13-200 : installations électriques haute tension

NF C 17-100 : Protection contre la foudre

DIN VDE 0126-1-1 : Dispositif de déconnexion automatique entre un

générateur et le réseau public à basse tension

NF EN 61215 : Qualification de la conception et homologation des modules

PV au silicium cristallin

NF EN 61730-1 et 2 : Qualification pour la sureté de fonctionnement

NF EN 50521 : Connecteurs pour systèmes photovoltaïques - Exigences de

sécurité et essais

Guide UTE C 15-712-1 : Installations photovoltaïques.

Guide ADEME : Spécifications techniques relatives à la protection des

personnes et des biens dans les installations photovoltaïques

Guide ADEME : Règlement de sécurité contre l’incendie applicable au

photovoltaïque et disposition pour protéger l’action des pompiers

Guide ADEME : Protection contre les effets de la foudre dans les installations

photovoltaïques raccordées au réseau

Guide CSTB / INERIS : Prévention des Risques associés à l’implantation de

cellules photovoltaïques sur des bâtiments

Arrêté du 25 mai 2016 relatif à la prévention des risques accidentels au sein

des installations classées pour la protection de l’environnement soumises à

autorisation


2. Contenu du recueil

2.1 Note technique relative aux positionnement des composants

Cette note rappelle succinctement les règles d’implantation des composants d’une installation

photovoltaïque qui s’appliquent au cas étudié, en particulier pour ce qui concerne l’installation du champ

PV en toiture et le positionnement des locaux techniques.

2.2 Plan de positionnement des principaux composants du générateur

Ce plan fournit le positionnement préliminaire des principaux composants électriques du générateur, à

savoir :

Les modules photovoltaïques

Les coffrets de protection et de coupure DC

Le cheminement des lignes DC en toiture et sous les ombrières

La chaine de conversion

Le poste de livraison (cellule HTA)

Le plan 2.2.a concerne le calepinage en toiture d’entrepôt. Le plan 2.2.b concerne le calepinage des

ombrières de parking. Le plan 2.2.c correspond au positionnement des locaux techniques de conversion

et de transformation sur la parcelle.

2.3 Note technique visant la conception et la mise en œuvre du circuit de puissance DC

Cette note précise les règles de conception et de mise en œuvre des équipements positionnés sur la

partie DC du générateur solaire et fournit les valeurs caractéristiques des courants et tensions pour le

générateur visé.

2.4 Note technique visant la coupure d’urgence du générateur

Cette note détaille les règles de conception en vigueur en matière de coupure d’urgence ainsi que la

solution technique envisagée pour l’installation objet de ce recueil technique. La note précise également

le périmètre d’action de la coupure d’urgence ainsi que les organes toujours alimentés et/ou sous tension

lorsque cette dernière est active.

2.5 Note technique visant le comportement au feu des modules PV

Cette note détaille les règles de conception des modules photovoltaïques qui devront être certifiées par le

fabricant, notamment en matière de tenue au feu. Elle propose également la fiche technique de deux

modèles de panneaux, susceptibles d’être installés sur le site.

2.6 Note de conformité à l’arrêté du 25 mai 2016, relatif au PV sur ICPE

Cette note détaille l’ensemble des points de vigilance à respecter et renvoie le cas échéant vers les

paragraphes du dossier technique traitant des aspects particulier de la réglementation.

2.7 Glossaire

Les principaux termes techniques sont définis dans cette partie.

2.8 Annexes techniques

La documentation concernant le procédé de supportage des modules MAST ELIO + SCHLETTER est

fournie en annexe 2.8.a. La documentation concernant l’ombrière en acier galvanisé ADIWATT est fournie

en annexe 2.8.b.


FIN DU DOCUMENT

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CARQUEFOU (44)

- Conception et mise en œuvre du circuit électrique DC

du générateur photovoltaïque

NOTE TECHNIQUE 2.3








0 03/11/2017 Original


Sommaire

1. Valeurs courant / tension DC ............................................................................................. 3

1.1 Généralités ..................................................................................................................... 3

1.2 Niveau de tension côté DC ............................................................................................. 3

1.3 Valeur du courant max DC .............................................................................................. 3

2. Choix des composants DC ................................................................................................. 5

2.1 Connecteurs employés pour les liaisons des chaines PV ............................................... 5

2.2 Câbles double isolation pour les liaisons sur la partie DC .............................................. 6

2.3 Protection des branches PV par fusible .......................................................................... 7

2.4 Protection des branches PV par parafoudre ................................................................... 8

3. Mise en œuvre du circuit DC .............................................................................................. 9

3.1 Circulation des câbles inter-modules .............................................................................. 9

3.2 Circulation des câbles jusqu’à l’entrée DC de l’onduleur ................................................ 9


1. Valeurs courant / tension DC

1.1 Généralités

Si la tension maximale unitaire d’un module photovoltaïque se situe en général entre 35 et 50V, la chaîne

de conversion DC/AC requiert un niveau de tension bien plus élevé afin de générer un signal alternatif

compatible avec celui du réseau de distribution. Pour augmenter la tension du champ PV, les modules

sont donc associés en série au sein d’une branche, et les circuits DC atteignent généralement un niveau

de tension supérieur à la TBT (>120 Vdc).

D’autre part, la mise en parallèle des branches PV implique en général des intensités nominales de l’ordre

quelques dizaines à quelques centaines d’ampères, qui nécessite donc un dimensionnement en

conséquence des câbles et de l’appareillage électrique.

1.2 Niveau de tension côté DC

La mise en série de modules photovoltaïques entraine une augmentation de la tension aux bornes de

l’ensemble ainsi formé. La valeur de la tension aux bornes des branches est plafonnée à la valeur limite

acceptée en entrée DC d’onduleur, c’est-à-dire 1000 Vdc dans la très grande majorité des cas.

En pratique, on dimensionne également la longueur d’une chaine PV (ie : le nombre de modules en série)

à partir de la valeur limite Umpp admissible en entrée d’onduleur, qui correspond à la valeur maximale

pour laquelle l’onduleur travaille en régulation MPPT, comprise en fonction des convertisseurs entre 650

Vdc et 900Vdc.

Le tableau suivant donne, pour un onduleur générique possédant une valeur max de travail de 800Vdc,

et pour plusieurs modèles de panneaux photovoltaïques, les valeurs Umpp, Uoc et Uoc,max observées

sur la partie DC. Nous considérons une température minimale de -20°C et un ensoleillement de 1000

W/m² pour le calcul de Uoc,max* :

Marque Modèle Technologie

Puissance

Unitaire Quantité max

par branche

Uoc,max Umpp

W V V

Sunpower E20-327-Com MonoC 327 13 970,3 711,1

Trina TSM PD05A 275 PolyC 275 22 968,9 684,2

CS Wismar PPERC60-300 PolyC 300 21 969,4 659,4

La tension de travail au niveau du champ PV sera voisine de 700 Vdc.

On aura en toute circonstances une tension max en circuit ouvert Uoc,max ≤ 1000 Vdc

* la tension augmente lorsque l’éclairement augmente | la tension augmente lorsque la température baisse.

1.3 Valeur du courant max DC

La mise en parallèle de plusieurs branches photovoltaïques entraine une augmentation de l’intensité

pouvant potentiellement transiter dans les lignes jusqu’à l’entrée de l’onduleur. Cette valeur est plafonnée

à la valeur limite acceptée en entrée DC d’onduleur.


Contrairement à la tension, pour laquelle la limite de 1000 Vdc peut être considérée comme standard, le

courant limite diffère d’un modèle d’onduleur à l’autre. Le tableau suivant précise quelques valeurs pour

plusieurs modèles du marché (en jaune, le matériel envisageable pour la toiture, en bleu celui

envisageable pour les ombrières).

Marque Modèle Techno Domaine de

tension

Puissance

Unitaire Idc,max*

kVA A

SMA STP25000TL-30 String BT triphasé 25 33

INGETEAM Sun3Play 33TL String BT triphasé 33 40

DELTA RPI50 Hybride BT triphasé 55 50

SCHNEIDER XC630 Central HTA triphasé 630 1280

SMA SC 630 CPXT Central HTA triphasé 630 1350

* cette valeur est celle qui circulera dans le réseau de câbles principal dont l’aboutissant est l’entrée DC des

onduleurs PV.

Le réseau de câbles DC sera dimensionné conformément aux dispositions du Guide UTE C 15-712-1 :

Chute de tension entre les modules et l’entrée DC de l’onduleur < 3%

Câbles dimensionné suivant la norme NF C 15-100, tenant compte des différents facteurs de

correction définis dans la partie 5-52 de cette même norme

Protection des lignes dimensionnées en tenant compte des caractéristiques des modules et du

réseau, conformément au paragraphe 8 du Guide UTE C 15-712-1


2. Choix des composants DC

Les spécificités du circuit à courant continu des installations photovoltaïques ont nécessité le

développement de produits adaptés et la définition de règles de l’art et de normes spécifiques afin de

supprimer les risques de choc électrique et d’incendie puisque :

Les tensions aux bornes des branches de modules PV atteignent généralement plusieurs

centaines de volts ; le risque de choc électrique par contact direct ou indirect est donc réel.

En cas de mauvais contact, un phénomène d’amorçage d’arc électrique va se produire et se

maintenir dans le temps du fait de la nature continue de ce courant électrique. Si cet arc n’est pas

rapidement coupé, un début d’incendie peut alors se produire.

2.1 Connecteurs employés pour les liaisons des chaines PV

La connectique utilisée pour la liaison modules PV – coffrets de mise en parallèle des branches PV est de

type IP2X pour garantir la sécurité des opérateurs face au risque de contact direct avec une partie

conductrice sous tension et IP67 moulée dans un plastique anti-UV afin de résister dans le temps aux

agressions climatiques.

Ce sont des connecteurs de ce genre, conformes à la norme NF EN 50521, qui seront sertis aux tenants

et aux aboutissants des câbles assurant la liaison entre les modules et les boites de jonction. Ces

connecteurs débrochables peuvent être ouverts ou fermés en toute sécurité dans la mesure où la coupure

du circuit DC est effective – ces broches possèdent un pouvoir de séparation mais pas de coupure.

On donne ci-dessous les caractéristiques du couple de connecteurs MC4 de la marque Staubli qui

pourront être employés (ou modèle équivalent chez un autre fabricant).

(Source : Staubli)


2.2 Câbles double isolation pour les liaisons sur la partie DC

Afin de minimiser les risques de défaut à la terre ou de courts-circuits, le guide UTE C 15-712-1 impose

la réalisation de liaison DC à l’aide de câbles double isolation unipolaires spécifiques. Les caractéristiques

minimales retenues pour les câbles sont les suivantes :

Isolement équivalement à la classe II

Isolant de type C2 non propagateur de la flamme

Equipé d’un dispositif de blocage permettant d’éviter l’arrachement

Température admissible sur l’âme d’au moins 90°C en régime permanent

Stabilité aux UV répondant à la condition d’influence AN3 (si non protégés par interposition d’écran)

Tension assignée du câble compatible avec la tension maximale Uoc,max pouvant être présente

aux bornes du circuit DC

Les câbles prévus seront de type PV1-F (tension nominale 1000 Vdc). On donne ci-dessous les

caractéristiques des câbles Solarplast de la marque Omerin qui pourront être employés (ou modèle

équivalent chez un autre fabricant).

(Source : Omerin)


2.3 Protection des branches PV par fusible

Le guide UTE C 15-712-1 impose une protection omnipolaire des branches contre les courts-circuits

lorsque plus de 2 chaînes de modules sont mises en parallèle, afin de se prémunir face à un phénomène

pouvant provoquer un départ d’incendie. Lorsque c’est le cas, des fusibles seront installés pour protéger

à la fois la polarité positive et négative de chaque chaîne ou de chaque câble de groupe et ces derniers

répondront aux spécifications suivantes :

être de type gPV et conforme à la norme NF EN 60269-1

avoir une tension assignée compatible avec la tension maximale Uoc,max

posséder un courant conventionnel de fonctionnement I2 = 1,45 In (avec In, le courant nominal

dans le câble).

Les fusibles employés seront donc de type gPV (tension nominale 1000 Vdc). On donne ci-dessous les

caractéristiques des fusibles PVxxA-10F de la marque Cooper Bussmann qui pourront être employés (ou

modèle équivalent chez un autre fabricant).

(Source : Cooper Bussmann)


2.4 Protection des branches PV par parafoudre

Les installations photovoltaïques sont soumises, comme tout système électrique, aux risques induits par

la foudre. Régulièrement, des composants de ces installations sont détruits (onduleurs, modules PV)

à cause de ses effets directs ou indirects, induisant une augmentation du risque électrique et du risque

incendie.

Le guide UTE C 15-712-1 impose donc une protection par parafoudre DC au niveau des boitiers de

jonction et à proximité des entrée des onduleurs, ainsi qu’une protection par parafoudre AC au niveau de

la sortie de la chaîne de conversion PV.

Le site visé comportant un paratonnerre auquel doivent être reliées les parties conductrices du champ

photovoltaïque, le choix et la mise en œuvre des parafoudres sont faits conformément au guide UTE C

61-740-52. Il est ainsi prévu d’employer des parafoudres de Type I côté DC répondant aux critères

suivants :

Posséder un courant de décharge In = 40kA

Posséder un courant de choc par pôle Iimp = 12,5kA

Posséder un courant max de court-circuit Iscwpv >> Isc,max (typique 1000A)

Posséder un niveau de protection Up > 80% Uoc,max

Posséder une tension de tenue assignée Uw > 6kV

Les parafoudres DC employés auront des caractéristiques similaires à ceux de la gamme DS60VGPV-

1000G/51 de la marque Citel (ou modèle équivalent chez un autre fabricant).

(Source : Citel)

Il est également prévu d’employé un dispositif parafoudre de type I côté AC, positionné au plus près de la

sortie d’onduleur, dont les règles de sélection sont définies par le guide UTE C 61-740-52.


3. Mise en œuvre du circuit DC

3.1 Circulation des câbles inter-modules

Les liaisons inter-modules seront réalisées avec les câbles et connecteurs détaillés plus haut. Ils

circuleront sous le champ solaire, évitant ainsi une exposition direct au soleil et à la pluie. On veillera à

minimiser la surface de boucle afin de minimiser les risques de tension induites dues à la foudre,

conformément aux dispositions du Guide UTE C 15-712-1.

3.2 Circulation des câbles jusqu’à l’entrée DC de l’onduleur

Pour les autres liaisons, les câbles circuleront dans des conduits métalliques positionnés à l’extérieur des

volumes, de degré coupe-feu égal au degré de stabilité au feu du bâtiment, les protégeant contre

d’éventuels chocs mécaniques.

Ces chemins de câbles seront capotés afin de protéger les câbles d’une exposition directe au soleil et aux

intempéries, les capots étant maintenus par l’intermédiaire de colliers de serrage anti-uv rapidement

sectionnables à l’aide d’une pince coupante. Enfin, les conduits métalliques seront mis à la terre.

FIN DU DOCUMENT

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CARQUEFOU (44)

- Mise en sécurité du générateur photovoltaïque par un

dispositif de coupure d’urgence à commande déportée

NOTE TECHNIQUE 2.4








0 03/11/2017 Original


Sommaire

1. Coupure d’urgence du générateur PV ............................................................................... 3

1.1 Généralités ..................................................................................................................... 3

1.2 Focus sur la coupure d’urgence DC ................................................................................ 3

1.3 Focus sur la coupure d’urgence AC ................................................................................ 3

2. Action de la coupure d’urgence ......................................................................................... 4

2.1 Action de la coupure d’urgence côté DC ......................................................................... 4

2.2 Action de la coupure d’urgence côté AC ......................................................................... 4

2.3 Equipements secourus ................................................................................................... 4

2.4 Schémas de synthèse ..................................................................................................... 5


1. Coupure d’urgence du générateur PV

1.1 Généralités

En application des règles des paragraphes 463 et 536.3 de la NF C 15-100, et conformément au Guide

UTE C 15-712-1, des dispositifs de coupure d’urgence doivent être prévus côté DC et côté AC pour couper

l’alimentation électrique en cas d’apparition d’un danger sur le réseau ou au niveau des sources, qu’il

s’agisse des modules photovoltaïques ou du réseau électrique de distribution.

Les organes de coupure sont soit des interrupteurs, soit des contacteurs, soit

des disjoncteurs permettant une coupure omnipolaire et simultanée. Ils sont

actionnés par l’intermédiaire d’une commande immédiatement reconnaissable

et accessible aux services de secours, positionnée à proximité de la

commande du dispositif de mise hors tension du site. Un voyant d’état

signalant la mise hors tension effective des câbles DC du générateur PV

concerné sera positionné à proximité de cette commande.

1.2 Focus sur la coupure d’urgence DC

La coupure doit s’effectuer au plus près des modules PV. En conséquence, un contacteur d’urgence sera

positionné dans chacun des coffrets de mise en parallèle des branches de modules. Il sera associé à un

déclencheur à émission de tension MX dont la commande sera déportée. La figure ci-dessous donne un

exemple de coffret muni d’un déclencheur télécommandé :

(Source Cefem Solar)

Nota : une commande manuelle accessible en façade des coffrets permettra également l’isolement

unitaire de chaque coffret de mise en parallèle.

1.3 Focus sur la coupure d’urgence AC

La coupure doit permettre de déconnecter le générateur photovoltaïque du réseau électrique public, y

compris les circuits d’alimentation des auxiliaires – les auxiliaires pour lesquelles une continuité de service

peut être requise seront alors alimentés par une alimentation sans interruption. En conséquence, la

commande d’arrêt d’urgence pilotera l’ouverture de l’actionneur général de commande et de protection

(AGCP) intégré au tableau électrique du poste de livraison.


2. Action de la coupure d’urgence

2.1 Action de la coupure d’urgence côté DC

L’organe de coupure positionné au niveau des boitiers de jonction permet d’isoler de manière unitaire un

groupe PV du reste du circuit de puissance. Le dispositif de coupure d’urgence consiste à ouvrir

simultanément les actionneurs de l’ensemble des boitiers de jonction afin :

De supprimer le transit de courant dans la partie DC, des modules vers l’onduleur

De mettre hors tension la partie en aval de l’organe de coupure (entre la sortie du boitier de jonction

et l’entrée DC de l’onduleur)

On supprime ainsi le risque de propagation d’un court-circuit sur le circuit DC de l’installation et on

minimise le risque de chocs électriques pour les secours intervenant en toiture.

Une cellule photovoltaïque éclairée par le rayonnement solaire est naturellement soumise

à une différence de potentiel entre ses bornes et fonctionne comme une source de tension.

En conséquence, une coupure omnipolaire sur la partie DC ne met pas hors tension le

circuit en amont du dispositif de coupure.

Les onduleurs photovoltaïques intègrent des condensateurs qui ne se déchargent pas

instantanément et maintiennent une tension résiduelle. Avant toute intervention sur un

onduleur, il convient d’attendre environ 15 minutes après la coupure de l’onduleur.

2.2 Action de la coupure d’urgence côté AC

Le dispositif de coupure d’urgence consiste à ouvrir l’actionneur en tête d’installation pour isoler

l’installation du réseau électrique dans lequel elle débite sa production. Le dispositif de découplage

associé aux onduleurs détecte alors une absence de connexion au réseau et stoppe l’injection côté AC.

Cette action permet :

De supprimer le transit de courant sur les lignes AC, entre la sortie de l’onduleur et le poste de

livraison

De mettre hors tension la partie AC entre la sortie de l’onduleur et le poste de livraison

On supprime donc le risque de propagation d’un court-circuit sur la partie AC ainsi que le risque de chocs

électriques pour les secours intervenant dans les zones techniques.

Les onduleurs photovoltaïques intègrent des condensateurs qui ne se déchargent pas

instantanément et maintiennent une tension résiduelle. Avant toute intervention sur un

onduleur, il convient d’attendre environ 15 minutes après la coupure de l’onduleur.

Les équipements alimentés à travers une alimentation sans interruption restent alimentés

malgré la coupure générale jusqu’à ce que l’état de charge des batteries atteigne un seuil

de déconnexion.

2.3 Equipements secourus

Les équipements alimentés à travers une alimentation sans interruption sont tous localisés dans un local

technique dédié au générateur photovoltaïque, à l’exception du coffret contenant la centrale de mesures

météorologique et l’enregistreur de données associé.


Il s’agit d’équipement de télécommunication (routeur internet, switch, convertisseurs de signaux, etc.) et

d’organes du système de supervision (serveur de stockage de données, écran de contrôle, automate de

gestion et de surveillance, etc.).

Pour chacun des générateurs solaires du site (toiture & ombrière de parking), le coffret de mesure et

d’enregistrement de données météo sera positionné à proximité du champ photovoltaïque et sera :

Fixé sur un chassis à proximité de l’accès principal au champ en toiture

Fixé sur un poteau d’ombrière en point haut

Pour chacun de ces coffrets alimentés en 230V 50Hz, un dispositif de coupure d’urgence similaire à ceux

utilisés pour l’éclairage d’enseignes sera apposé en amont et actionnable en cas de besoin.

2.4 Schémas de synthèse

La figure ci-dessous fournit le positionnement des organes de coupure d’urgence pour une installation

photovoltaïque connectée au réseau électrique public et fonctionnant sur le mode de la vente en totalité

de l’électricité, et met en exergue les parties sous tension ou alimentées lorsque la coupure est effective.

La figure ci-dessous fournit le positionnement des organes de coupure d’urgence pour une installation

photovoltaïque connectée au réseau électrique interne du site et fonctionnant sur le mode de

l’autoproduction.


FIN DU DOCUMENT

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CARQUEFOU (44)

- Tenue au feu des modules photovoltaïques

NOTE TECHNIQUE 2.5








0 03/11/2017 Original


Sommaire

1. Impact d’un générateur PV sur la tenue au feu ................................................................ 8

1.1 Généralités ..................................................................................................................... 8

1.2 Panneaux solaires et incendie ........................................................................................ 8

1.3 Impact sur la tenue au feu du bâtiment ........................................................................... 8

2. Choix des modules pour le projet .................................................................................... 10

2.1 Critère de choix ............................................................................................................. 10

2.2 Modules photovoltaïques envisagés ............................................................................. 10

2.3 Fiche technique SunPower gamme E20 ....................................................................... 11

2.4 Fiche technique TrinaSolar Gamme TSM-PD05 ........................................................... 17


............................................................................................................................................... 17


............................................................................................................................................... 18

2.5 Fiche technique CS Wismar Gamme PPERC-60 ......................................................... 21


1. Impact d’un générateur PV sur la tenue au feu

1.1 Généralités

Dans le cas d’une installation photovoltaïque, le risque électrique et le risque incendie sont sensiblement

liés. En effet, des évènements extérieurs engendrant des incidents électriques, peuvent être précurseurs

de départ de feu au niveau des équipements du générateur. Il est donc important de prévenir, réduire ou

supprimer ces risques par la mise en place de mesures adaptées et par un choix judicieux des modules

et des matériaux qui composeront la centrale.

En règle générale, tous les composants des systèmes photovoltaïques ont des caractéristiques hautement

durables en raison de l’exposition au soleil et aux intempéries ainsi que des critères de résistance au feu

qui sont élevés, qu’ils s’agissent des modules, des câbles ou des coffrets électriques. En ce sens, les

composants sont intrinsèquement résistants et non propagateurs de flamme.

L’INERIS et le CSTB ont réalisé en 2010 une étude destinée à approfondir les connaissances sur les

risques incendie liés à l’implantation d’équipements photovoltaïques sur les bâtiments. A cette occasion,

L’INERIS s’est attaché à approfondir les connaissances sur le risque incendie et à mieux comprendre le

rôle de l’équipement photovoltaïque dans l’aggravation ou non du phénomène dangereux. Dans ce cadre,

des essais ont été réalisés en laboratoire et dans des conditions aussi proches que possible de conditions

réelles. Cette note s’appuie en partie sur ses conclusions (http://www.ineris.fr/centredoc/photovoltaique-web.pdf).

Cette note technique s’appuie également sur les prescriptions de l’Arrêté du 25 mai 2016 modifiant l'arrêté

du 4 octobre 2010 relatif à la prévention des risques accidentels au sein des installations classées pour la

protection de l'environnement soumises à autorisation.

1.2 Panneaux solaires et incendie

Les panneaux solaires sont essentiellement constitués de matériaux composites, cristallins ou de métaux

et contiennent une quantité réduite de plastiques, ce qui limite la charge combustible de l’installation

photovoltaïque. Des standards de sécurité concernant le comportement au feu ont été développés à un

niveau international afin de garantir que les modules n’engendrent pas une augmentation du risque ou de

la propagation d’incendie. Les standards de sécurité appliqués en Europe et en Asie sont IEC 61730 et

ANSI/UL 1703 en Amérique du Nord. Les deux standards sont similaires et contiennent des tests basés

sur ASTME E-108/UL 790 « Test de performance incendie sur des matériaux de toiture » (« Test for Fire

Performance of Roofing Materials »).

D’après le guide du CSTB et de l’INERIS, l’accidentologie répertorie une vingtaine d’accidents relatifs à

l’inflammation de cellules photovoltaïques, qui ont pu, pour certains, porter atteinte à la sécurité des

services de secours et aller jusqu’à la destruction totale du bâtiment. Cependant, ce nombre très faible

d’occurrences doit être mis en balance avec la quantité d’installations photovoltaïques en France (et dans

le monde), et l’étude précise que l’inventaire des incidents/accidents recensés en centrale en toiture

permet de conclure que « Les départs de feu au niveau de l’équipement électrique ne sont pas plus

nombreux que les départs de feu observés au niveau du bâtiment lui-même »

1.3 Impact sur la tenue au feu du bâtiment

Dans le cas des bâtiments industriels comme celui de LIDL, ce sont les unités de stockage (entrepôts,

silos…) qui sont les plus susceptibles d’accueillir des panneaux photovoltaïques, car elles disposent de

grandes surfaces de couverture pour assurer une production d’énergie maximale. De manière générale,

les matériaux ne doivent pas produire de chute d’éléments enflammés lors d’une agression thermique.

http://www.ineris.fr/centredoc/photovoltaique-web.pdf


Les toitures doivent être classées BROOF T3. Pour les installations électriques, les dispositions générales

s’appliquent avec en plus, pour les silos, des mesures spécifiques pour les protéger de l’électricité statique

et de la foudre.

Des essais à moyenne échelle de résistance au feu ont été conduits par l’INERIS. En configuration

industrielle, deux tests ont été faits, l’un avec un panneau seul, l’autre avec un panneau posé sur une

membrane d’étanchéité en bitume. Ils montrent que le panneau se révèle très résistant, même en

présence d’une étanchéité combustible. Sa présence ne favorise pas la propagation d’un feu.

Des essais normalisés ont également été effectués par le CSTB pour vérifier la compatibilité des systèmes

photovoltaïques avec les DTU. L’étude montre qu’il existe pour chaque type de bâtiment, tenant compte

des exigences associées, des solutions conformes à la réglementation. La mise en œuvre des panneaux

photovoltaïques sur support en terrasse ou couverture ne présente pas de risque si le revêtement de la

couverture/terrasse est classé jusqu'à B-s3, d0. Dans le cas contraire, un essai de résistance au feu selon

la norme XP ENV 1187 est nécessaire.

L’INERIS conclue que l’installation de panneaux solaires en toiture de bâtiment « ne favorise pas la

propagation d’un feu. Dans le cas du panneau seul, il n’y a peu, voire pas de propagation du feu ». D’autre

part, dans la mesure où les modules ne sont pas intégrés directement au bâti mais positionnés en

surimposition de la toiture existante, sur une structure secondaire comme cela sera le cas sur le site visé,

le comportement de l’ensemble n’en sera que meilleur et l’impact sur la tenue au feu du bâtiment que plus

faible.


2. Choix des modules pour le projet

2.1 Critère de choix

Pour le projet, les critères qui guident la sélection des modules sont les suivants :

Conformes aux standards internationaux concernant la sécurité (IEC 61730)

Certification par un laboratoire internationalement reconnu comme TÜV Rheinland

Cadres et supports de montage non-combustibles

Câble sde raccordement de classe II type PV1F ou PV1000F

Connecteurs de classe II IP2X-IP67

Est uniquement envisagé du matériel conçu dans des usines certifiées ISO 9001 – ISO 14001 – OHAS

8001.

2.2 Modules photovoltaïques envisagés

A ce stade, le choix des modules n’est pas encore figé. Néanmoins, et conformément au cadre fixé

précédemment, les composants qui seront employés devront présenter l’ensemble des garanties

rechercher en matière de qualité de fabrication, de conception électrique et de tenue au feu.

Les modules suivants, dont les fiches techniques sont fournies ci-après, satisfont à ces critères :

SunPower SPR-E20-327-COM (monocristallin)

TrinaSolar TSM PD05A 275 (polycristallin)

CS Wismar PPERC60-300 (polycristallin

Dans le cas où d’autres modules sont finalement envisagés pour le projet, leur validation est conditionnée

au fait qu’ils devront présenter toute les caractéristiques minimales évoquées en 2.1.


2.3 Fiche technique SunPower gamme E20


2.4 Fiche technique TrinaSolar Gamme TSM-PD05


2.5 Fiche technique CS Wismar Gamme PPERC-60


FIN DU DOCUMENT

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CARQUEFOU (44)

- Conformité à l’arrêté du 25 mai 2016 relatif à la

prévention des risques accidentels au sein des

installations classées pour la protection de

l’environnement soumise à autorisation

NOTE TECHNIQUE 2.6








0 03/11/2017 Original


Sommaire

1. Dossier technique ............................................................................................................... 3

1.1 Modules photovoltaiques ................................................................................................ 3

1.2 Qualification installateur .................................................................................................. 3

1.3 Fiche d’information .......................................................................................................... 3

1.4 Plan de surveillance des installations à risque ................................................................ 3

1.5 Plan des installations ...................................................................................................... 4

1.6 Note technique : comportement mécanique des structures primaires ............................ 4

1.7 Note technique : arrachement des modules ................................................................... 4

1.8 Note technique : maîtrise de la propagation du feu en cas de combustion des modules 4

2. Principes constructifs ......................................................................................................... 5

2.1 Positionnement des modules au droit des zones à risques ............................................ 5

2.2 Positionnement des onduleurs ........................................................................................ 5

2.3 Signalement des équipements ........................................................................................ 5

2.4 Coupure d’urgence ......................................................................................................... 5

2.5 Câbles et Connecteurs DC ............................................................................................. 5

2.6 Télégestion ..................................................................................................................... 5


1. Dossier technique

1.1 Modules photovoltaiques

La fiche technique des modules envisagés sur l’installation, ainsi que leurs caractéristiques de tenue au

feu sont fournis dans la note technique 2.6.

Les attestations de conformité des modules PV au point 14.3 du guide C15-712-1 seront par ailleurs

fournies en phase EXE aux services instructeurs.

1.2 Qualification installateur

Les qualifications, certifications et agréments de l’entreprise en charge de la réalisation de l’installation

photovoltaïque seront transmis en phase EXE aux services instructeurs.

A minima, l’entreprise devra être titulaire de qualifications professionnelles RGE Quali’PV ou Qualif’Elec

et devra être certifiée ISO 9001. L’entreprise devra également faire valoir d’un agrément technique pour

les procédés de pose des modules, de pose des structure supportant les modules, de pose, paramétrage

et raccordement des onduleurs PV, transformateurs, et poste de livraison.

1.3 Fiche d’information

Une fiche d’information comportant les éléments suivants sera tenue à disposition des services de sécurité

incendie et des services de contrôle :

Caractéristiques de l’installation : puissance crête, marque / modèle des panneaux solaires,

marque / modèle des onduleurs solaire, tension sur les branches DC

Localisation de la commande de coupure d’urgence

Schéma de coupure d’urgence (avec les domaines hors charge / hors tension lorsqu’elle est active)

Points de vigilence à connaître avant toute intervention sur le matériel

Préconisation d’intervention :

o actionner la coupure d'urgence pour mettre l'installation hors charge avant toute intervention

o vérifier que la coupure d'urgence est active sur la partie DC et AC (témoin lumineux situé à proximité de la commande d'arrêt d'urgence) avant toute intervention

o prendre en considération la signalétique identifiant les risques, qui est implantée sur les câbles, coffrets, onduleurs, accès, etc.

o prendre en considération le contexte d'intervention : installation électrique nécessitant l'emploi de poudre, CO2, etc.

Cette fiche devra être affichée dans les locaux, à proximité de la commande d’arrêt d’urgence, ainsi qu’en

début de manuel d’exploitation.

1.4 Plan de surveillance des installations à risque

Le plan de surveillance des installations à risques pendant la phase travaux sera transmise en phase EXE

aux services instructeurs. Il sera établi conjointement entre l’entreprise, la maîtrise d’œuvre et la maîtrise

d’ouvrage, et sera du ressort du coordonnateur SPS.

Il sera dans tous les cas tenu compte du risque de co-activité sur le site, du risque électrique, du risque

de chute, du risque explosif.


1.5 Plan des installations

Le plan général du site et le positionnement des équipements correspondent aux schémas 2.2a, 2.2b et

2.2c. Y figure notamment les modules photovoltaïques, les coffrets de coupure et de protection en DC, les

zones techniques onduleurs et les postes de transformation.

1.6 Note technique : comportement mécanique des structures primaires

La présente note de conception mécanique est fournie par le concepteur des bâtiments et structures en

phase EXE du projet de construction de la plateforme logistique. En tout état de cause, il doit été pris en

compte une surcharge moyenne de 18 kg/m² induite par le champ solaire et les équipements connexes

pour le calcul de la structure primaire et le choix des caractéristiques de la couverture – en particulier la

résistance de tôle acier nervurée et la densité de l’isolant – et le procédé d’étanchéité retenu est

compatible avec la pose de modules en toiture.

1.7 Note technique : arrachement des modules

La présente note de conception mécanique devra être fournie par le concepteur du procédé de fixation

des modules en phase EXE.

La solution MAST ELIO envisagée pour le projet a fait l’objet d’un programme de tests de résistance

statique et dynamique auprès d’un organisme européen notifié (CSTC Belgique) et un Avis Technique

Expérimental est en cours d’examen par le CSTB. Le réseau secondaire SCHLETTER FIxZ-15 utilisé pour

maintenir les modules dispose également d’un ETN et est fourni avec une note de calcul du fabricant.

1.8 Note technique : maîtrise de la propagation du feu en cas de combustion des

modules

Ces éléments sont fournis par les notes techniques 2.4 et 2.5 du présent recueil. Les panneaux solaires

et les composants associés aux panneaux présentent au minimum les mêmes performances de résistance

au feu que celles imposées à la toiture seule. Les matériaux et procédés envisagés étant tous de haute

qualité et certifiés, le risque de propagation du feu en cas de combustion des modules est relativement

faible et maîtrisé.


2. Principes constructifs

2.1 Positionnement des modules au droit des zones à risques

Les panneaux photovoltaïques ne sont pas en contact direct avec les volumes intérieurs où est

potentiellement présente, en situation normale, une atmosphère explosive. D’autre part, les panneaux

photovoltaïques et coffrets ne sont pas installés au droit des bandes de protection de part et d'autre

des murs séparatifs REI. Ils sont placés à plus de 5 mètres de part et d'autre des parois séparatives REI.

2.2 Positionnement des onduleurs

L’implantation des onduleurs est fournie par les plans 2.2a / 2.2b / 2.2c et détaillée dans la note technique

2.1. Pour la centrale sur bâtiment, ils sont isolés des zones à risque d'incendie ou d'explosion identifiées

dans l'étude de danger par des dispositifs de résistance au feu REI 60. Un local technique tel qu’envisagé,

bâti sur dalle béton constitué par des parois de résistance au feu REI 60 et des portes EI 60, permet de

répondre à cette exigence. Pour la centrale en ombrière, les onduleurs sont positionnés au niveau des

ouvrages supportant le champ solaire à l’air libre en point haut ou dans une niche technique.

2.3 Signalement des équipements

Comme mentionné dans les notes techniques 2.1, 2.3, 2.4, l'unité de production photovoltaïque est

signalée afin de faciliter l'intervention des services de secours. En particulier, des pictogrammes dédiés

aux risques photovoltaïques, définis dans les guides pratiques UTE C 15-712-1 version de juillet 2013,

sont apposés :

à l'extérieur du bâtiment, auvent ou ombrière au niveau de chacun des accès des secours ;

au niveau des accès aux volumes et locaux abritant les équipements techniques relatifs à l'énergie

photovoltaïque ;

tous les 5 mètres sur les câbles ou chemins de câbles qui transportent du courant continu.

un plan schématique de l'unité de production photovoltaïque est apposé à proximité de l'organe

général de coupure et de protection du circuit de production, en vue de faciliter l'intervention des

services d'incendie et de secours.

Les emplacements des onduleurs sont signalés sur les plans destinés à faciliter l'intervention des

services d'incendie et de secours.

2.4 Coupure d’urgence

Les notes techniques 2.3 et 2.4 traitent de la coupure DC et de la commande de coupure d’urgence. Les

dispositions prises sont conformes aux articles 34, 35, 38 de l’arrêté. L’installation sera télé-gérée via une

plateforme dédiée, qui remontera en frontal GTB les alarmes et dysfonctionnement du matériel.

2.5 Câbles et Connecteurs DC

La note technique 2.3 détaille le matériel de connexion et de liaison envisagé pour le projet, conforme en

tout point aux articles 41 et 42 de l’arrêté.

2.6 Télégestion

Afin d’alerter l’exploitant de tout dysfonctionnement, qu’il soit de nature à impacter la performance de

l’installation ou la sécurité des biens et des personnes, un dispositif de télégestion est nécessaire et

incontournable sur ce type de site.


Les seuils et canaux d’alarmes doivent être adaptés en fonction de la gravité des risques encourus ; il est

ainsi d’usage de générer périodiquement des rapports d’exploitation à partir de la télégestion pour assurer

une traçabilité des évènements et d’être alerter en temps réel en cas de dysfonctionnement, soit par email,

soit par sms sur un téléphone d’astreinte détenu par l’un des référents du site pour les évènements les

plus critiques.

FIN DU DOCUMENT

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CARQUEFOU (44)

- Définition des termes employés

GLOSSAIRE 2.7








0 03/11/2017 Original


Sommaire

1. Composition d’une installation photovoltaïque................................................................ 3

1.1 Module photovoltaïque (ou Module PV) .......................................................................... 3

1.2 Branche photovoltaïque (ou Branche PV, ou Chaîne PV, ou String pV) ......................... 3

1.3 Groupe photovoltaïque (ou Groupe PV) ......................................................................... 3

1.4 Sous-champ photovoltaïque (ou sous-champ PV) .......................................................... 3

1.5 Générateur photovoltaïque (ou Générateur PV) ............................................................. 3

1.6 Coffret de protection et de mise en parallèle des branches PV (ou Boitier de jonction).. 3

1.7 Coffret de protection et de coupure des groupes PV (ou Boitier de Groupe) .................. 3

1.8 Câbles des branches PV ................................................................................................ 3

1.9 Câbles des groupes PV .................................................................................................. 3

1.10 Câbles principal ........................................................................................................... 3

1.11 Onduleur photovoltaïque (ou onduleur d’injection, ou convertisseur DC/AC) .............. 3

1.12 MPPT (ou Maximum Power Point Tracking) ................................................................ 4

1.13 Partie Continue (ou Partie DC) .................................................................................... 4

1.14 Partie Alternative (ou Partie AC) .................................................................................. 4

1.15 Transformateur principal .............................................................................................. 4

1.16 Transformateur auxiliaire ............................................................................................. 4

1.17 Poste de livraison (ou PDL) ......................................................................................... 4

1.18 Actionneur Général de Commande et de Protection (ou AGCP) ................................. 4

1.19 Protection de découplage ............................................................................................ 4

2. Grandeurs caractéristiques ................................................................................................ 5

2.1 Tension en circuit ouvert : Uoc ....................................................................................... 5

2.2 Tension maximale en circuit ouvert (Uoc,max) ............................................................... 5

2.3 Tension à la puissance maximale (Umpp) ...................................................................... 5

2.4 Courant maximal de court-circuit (Icc) ............................................................................ 5

2.5 Courant maximal de court-circuit (Icc,max) ..................................................................... 5

2.6 Courant à la puissance maximale (Impp) ........................................................................ 5

2.7 Courant inverse maximal (Irm) ........................................................................................ 5

2.8 Conditions d'essai normalisées STC .............................................................................. 5

3. Schéma général d’un générateur PV ................................................................................. 6


1. Composition d’une installation photovoltaïque

1.1 Module photovoltaïque (ou Module PV)

Ensemble de cellules photovoltaïques interconnectées et complètement protégé contre l’environnement,

il se présente sous la forme de plaques rigides et vitrées et dispose à l’arrière d’un boitier de raccordement

électrique muni de câble de connexion.

1.2 Branche photovoltaïque (ou Branche PV, ou Chaîne PV, ou String pV)

Circuit dans lequel des modules PV identiques (même modèle, lot, puissance unitaire) sont connectés en

série, formant un ensemble uniforme pour lequel la tension à ses bornes peut être de plusieurs centaines

de volts (mais inférieure à 1000 Vdc).

1.3 Groupe photovoltaïque (ou Groupe PV)

Ensemble composé de plusieurs branches PV associées au niveau d’un coffret électrique de protection

et de mise en parallèle.

1.4 Sous-champ photovoltaïque (ou sous-champ PV)

Ensemble des modules associés par branches PV et groupes PV raccordés à une même entrée de

convertisseur DC/AC et associés à un même organe de régulation MPPT.

1.5 Générateur photovoltaïque (ou Générateur PV)

Ensemble des équipements de production, de conversion et de gestion de l’électricité photovoltaïque.

1.6 Coffret de protection et de mise en parallèle des branches PV (ou Boitier de jonction)

Enveloppe dans laquelle toutes les branches PV d’un groupe PV sont reliées électriquement, intégrant

également les dispositifs de protection contre les surtensions et les courts-circuits ainsi qu’un appareil de

séparation et de coupure, manuel et/ou motorisé.

1.7 Coffret de protection et de coupure des groupes PV (ou Boitier de Groupe)

Enveloppe dans laquelle tous les groupes PV sont reliés électriquement, intégrant également les

dispositifs de protection contre les surtensions et les courts-circuits ainsi qu’un appareil de séparation et

de coupure, manuel et/ou motorisé.

1.8 Câbles des branches PV

Câbles assurant la liaison entre les modules PV aux boitiers de jonction.

1.9 Câbles des groupes PV

Câbles reliant les boîtiers de jonction aux boitiers de groupe PV.

1.10 Câbles principal

Câbles de raccordement aux entrées MPPT d’un convertisseur DC/AC.

1.11 Onduleur photovoltaïque (ou onduleur d’injection, ou convertisseur DC/AC)

Equipement de conversion adaptant un signal électrique continu en signal électrique alternatif pour

injection la production d’un générateur photovoltaïque sur un réseau électrique AC.


1.12 MPPT (ou Maximum Power Point Tracking)

Méthode de pilotage interne à un onduleur d’injection assurant la recherche du fonctionnement à

puissance maximale.

1.13 Partie Continue (ou Partie DC)

Partie d'une installation PV située entre les modules PV et les bornes d’entrée DC de l’onduleur d’injection.

1.14 Partie Alternative (ou Partie AC)

Partie de l'installation PV située en aval de l’étage de conversion de l’onduleur d’injection.

1.15 Transformateur principal

Transformateur élévateur assurant l’interface entre le réseau BT auquel sont connectées les onduleurs et

le réseau HTA et permettant également un changement de régime de neutre.

1.16 Transformateur auxiliaire

Transformateur abaisseur assurant l’interface entre le réseau HTA et le réseau BT d’alimentation des

équipements auxiliaires (ventilation, supervision, communication, etc.).

1.17 Poste de livraison (ou PDL)

Armoire électrique positionnée en limite de propriété matérialisant la connexion au réseau électrique public

de distribution.

1.18 Actionneur Général de Commande et de Protection (ou AGCP)

Actionneur positionné en tête d’installation, juste en amont du comptage de l’énergie, qui permet d’isoler

l’installation du réseau électrique public de distribution.

1.19 Protection de découplage

Organe de surveillance et de commande assurant le découplage unitaire des onduleurs en cas de valeurs

de tension et de fréquence non valides observées sur le réseau électrique dans lequel débit le générateur

PV (réseau de distribution).


2. Grandeurs caractéristiques

2.1 Tension en circuit ouvert : Uoc

Tension en conditions d'essai normalisées mesurée aux bornes d’un circuit ouvert constitué d'un module

PV, d'une chaîne PV, d'un groupe PV ou aux bornes DC d’un onduleur photovoltaïque dont la production

est coupée.

2.2 Tension maximale en circuit ouvert (Uoc,max)

Tension maximale observée à la température la plus basse et pour l’ensoleillement le plus élevé pouvant

être atteints, aux bornes d’un circuit ouvert constitué d'un module PV, d'une chaîne PV, d'un groupe PV

ou aux bornes DC d’un onduleur photovoltaïque dont la production est coupée.

2.3 Tension à la puissance maximale (Umpp)

Tension mesurée aux bornes d'un module, d’une chaîne, d’un groupe, pour un point de fonctionnement

correspondant à la puissance maximale dans les conditions d'essai normalisées

2.4 Courant maximal de court-circuit (Icc)

Courant en court-circuit d'un module PV, d'une chaîne PV ou d'un groupe PV en conditions d’essai

normalisées.

2.5 Courant maximal de court-circuit (Icc,max)

Courant maximal en court-circuit d'un module PV, d'une chaîne PV ou d'un groupe PV, égal à 1,25 fois

le courant Icc.

2.6 Courant à la puissance maximale (Impp)

Courant généré par un module, une chaîne ou un groupe PV, pour un point de fonctionnement

correspondant à la puissance maximale dans les conditions d'essai normalisées.

2.7 Courant inverse maximal (Irm)

Valeur assignée de l’éventuel dispositif de protection contre les surintensités, elle est fournie par le

fabricant du module.

2.8 Conditions d'essai normalisées STC

Conditions d'essais prescrites dans la NF EN 60904-3 (C 57-323) pour les cellules et les modules PV.


3. Schéma général d’un générateur PV Extrait du guide UTE C15-712-1

FIN DU DOCUMENT

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(Vue de principe - image non contractuelle)

PLATEFORME LOGISTIQUE LIDL CARQUEFOU (44) · 1.1 Localisation du site La plateforme logistique LIDL...

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