Embed Size (px)
Citation preview
Projet de fin d’études Etude et bilan des contraintes techniques des
normes/guides liés au domaine photovoltaïque au niveau international. Application
approfondie avec l’étude normative d’un projet photovoltaïque en Italie
Projet réalisé par : Pierre JOUANARD
Génie Electrique Option Energie
Tuteur en entreprise : Sébastien LIEGEOIS
Tuteur pédagogique INSA : Mr STURTZER
Entreprise : Tenesol
12-14 Allée du Levant
69890 La Tour de Salvagny, FRANCE
Date de soutenance :
21 Septembre 2012
2
Fiche d’objectifs
Etat des lieux des normes/guides liés au domaine photovoltaïque au niveau européen et
international :
o Identification des normes systèmes au niveau international possédées dans la
bibliothèque normative
o Etude des normes, comparatif avec les normes françaises sur les pays étudiés
Italie
Belgique
Suisse
Royaume-Uni
Afrique du Sud
Australie
Etude des normes de sécurité. Veille normative sur les thèmes relatifs à la protection.
o Etudes plus poussées sur les dispositifs de protection/sécurité des personnes
o Participation aux échanges avec les experts
o Participation éventuelle à des salons, forums…
Etude des normes produits :
o Bilan des normes applicables sur les composants étudiés. Réalisation de guides de
choix des fiches techniques par composant :
Câbles DC
Transformateurs (secs et à huile)
o Etude de la législation pour le marquage CE. Mise en place de la procédure interne
Tenesol pour appliquer le marquage à nos coffrets. Définition des différents tests à
effectuer.
Support normatif sur les projets du bureau d’études « solutions connectées réseau »
o Utilisation des documents créés pour vérifier leur efficacité
o Accompagnement des chargés d’affaires techniques dans l’analyse et la
compréhension des cahiers des charges clients et des normes
o Interface avec les filiales Tenesol sur les questions normatives
3
Résumé condensé
Dans un contexte où l’entreprise Tenesol est amenée à se développer à l’international, j’ai
été chargé de mettre en place une organisation normative consistant en un ensemble d’outils
techniques permettant d’exploiter au mieux les normes électriques et photovoltaïques. Ce travail
m’a amené dans un premier temps à développer des documents permettant de retrouver
rapidement les contraintes techniques. Ces outils concernent les normes systèmes sur les pays où
l’entreprise a une forte activité, les normes de protection, les normes produits et le marquage CE.
Afin de vérifier leur pertinence, ces outils ont été mis en application sur des projets photovoltaïques.
L’étude du projet italien Helexia Leroy Merlin m’a permis d’une part d’utiliser ces outils et d’autre
part de réaliser des études spécifiques au projet.
Summary
In a context of international development for Tenesol company, I’ve been in charge of
carrying out a normative organization which consists in a package of technical tools allowing to the
exploitation of electric and photovoltaic standards. Firstly, this work led me to develop documents to
enable employees to find quickly the technical constraints. These tools refer to systems standards in
countries where Tenesol has an important activity, protection standards, products standards and CE
marking. Then, in order to check their relevance, these tools have been applied on photovoltaic
projects. The study of the Italian project Helexia Leroy Merlin allowed me to use these tools and to
lead specific studies on the project.
4
Sommaire
Fiche d’objectifs ........................................................................................................................... 2
Résumé condensé......................................................................................................................... 3
Summary...................................................................................................................................... 3
Remerciements ............................................................................................................................ 7
Introduction ................................................................................................................................. 8
1. Présentation de l’entreprise Tenesol ...................................................................................... 9
1.1. Histoire et contexte ........................................................................................................ 9
1.2. Secteurs d’activités......................................................................................................... 9
1.2.1. Les caractéristiques principales ................................................................................ 9
1.2.2. Les domaines d’application.................................................................................... 11
1.3. Développement à l’international ................................................................................... 12
1.4. Ma position dans l’entreprise........................................................................................ 13
2. Etude des normes systèmes au niveau international ............................................................. 14
2.1. Bilan des normes .......................................................................................................... 14
2.2. Etude du processus de normalisation internationale ...................................................... 15
2.2.1. Aspects généraux de la normalisation .................................................................... 15
2.2.1.1. Définition de la normalisation......................................................................... 15
2.2.1.2. Objectifs de la normalisation .......................................................................... 15
2.2.1.3. Portée légale : Différence entre loi et norme ................................................... 16
2.2.2. Organismes de normes .......................................................................................... 16
2.2.3. Etapes de la normalisation internationale photovoltaïque ....................................... 17
2.3. Etude des contraintes techniques des normes internationales ........................................ 18
2.3.1. Documents résumés pour chaque pays étudié ........................................................ 18
2.3.2. Bilan des spécificités électriques importantes et récurrentes ................................... 19
3. Etude des normes de protection/sécurité ............................................................................. 20
3.1. Les dispositifs de sectionnement côté continu ............................................................... 20
3.1.1. L’intégration du sectionneur à l’onduleur ............................................................... 20
3.1.2. Prise en compte du risque électrique pour les intervenants de secours .................... 21
3.2. Protection contre la foudre ........................................................................................... 23
3.2.1. Particularités des installations photovoltaïques ...................................................... 23
3.2.2. Les principaux facteurs à prendre en compte .......................................................... 24
3.2.3. Les types de parafoudres ....................................................................................... 24
3.2.4. Réalisation d’un tableau recensant une liste exhaustive des cas de figures ............... 24
5
3.2.5. Impact de ces recherches sur un projet suisse......................................................... 26
4. Etude des normes produits .................................................................................................. 28
4.1. Réalisation de guides de choix....................................................................................... 28
4.1.1. Bilan des normes applicables ................................................................................. 28
4.1.2. Les guides de choix................................................................................................ 28
4.1.2.1. Les câbles DC ................................................................................................. 28
4.1.2.2. Les transformateurs ....................................................................................... 29
4.2. Mise en place d’une procédure pour tester nos coffret (marquage CE) ............................ 30
4.2.1. Le contexte de l’étude ........................................................................................... 30
4.2.2. Le marquage CE .................................................................................................... 31
4.2.3. Réalisation de la procédure ................................................................................... 31
5. Support normatif sur un projet photovoltaïque en Italie : Helexia Leroy Merlin ..................... 34
5.1. Normes appliquées....................................................................................................... 35
5.2. Le contexte .................................................................................................................. 35
5.3. Etude de l’onduleur ...................................................................................................... 36
5.3.1. Etude de la conformité des onduleurs aux normes italiennes................................... 36
5.3.2. Création d’une liste d’onduleurs utilisables par Tenesol .......................................... 38
5.3.3. L’onduleur du projet Helexia.................................................................................. 39
5.4. Le dispositif d’interface................................................................................................. 39
5.4.1. Présentation ......................................................................................................... 39
5.4.2. Etude de sa nécessité ............................................................................................ 40
5.4.3. Etude de son placement ........................................................................................ 40
5.4.4. Notre synoptique .................................................................................................. 41
5.4.5. Redondance obligatoire du DDI.............................................................................. 42
5.5. Choix du fournisseur du poste de transformation ........................................................... 44
5.6. Mise à la Terre ............................................................................................................. 45
5.7. Conformité avec les exigences des pompiers.................................................................. 46
Conclusion.................................................................................................................................. 48
Bibliographie .............................................................................................................................. 49
6
Table des figures
Figure 1: Logo Tenesol ................................................................................................................... 9
Figure 2: Chiffre d'affaires Tenesol ............................................................................................... 10
Figure 3: Production de l'entreprise ............................................................................................. 10
Figure 4: Domaines d'application de l'entreprise ........................................................................... 11
Figure 5: Implantation de Tenesol dans le monde ......................................................................... 12
Figure 6: Organisation du bureau d'études ................................................................................... 13
Figure 7: Bilan des normes possédées au niveau international ....................................................... 14
Figure 8: Organismes de gestion des normes ................................................................................ 16
Figure 9: Sommaire du document résumé pour la Belgique ........................................................... 18
Figure 10: Moyens de sectionnement de chaque côté de l'onduleur .............................................. 20
Figure 11: Tension induite par un groupe de 14 modules............................................................... 21
Figure 12: Partie du câble sous tension après le sectionnement ..................................................... 21
Figure 13: Micro onduleurs ou interrupteurs derrière chaque module............................................ 22
Figure 14: Insertion d'un coffret pour court-circuiter les modules .................................................. 22
Figure 15: Caractéristiques courant-tension d'un module PV lorsque l'intensité lumineuse évolue... 23
Figure 16: Cas de figure illustrant l'utilité du tableau des protections contre la foudre .................... 25
Figure 17: Document initial à appliquer en Suisse combinant plusieurs types de parafoudres ......... 26
Figure 18: Normes respectées et caractéristiques du câble Energyflex ........................................... 29
Figure 19: Partie du guide de choix pour les transformateurs à huile .............................................. 30
Figure 20: Tests à appliquer selon la norme NF EN 61439-1 ........................................................... 32
Figure 21: Implantation du projet Helexia Leroy Merlin ................................................................. 34
Figure 22: Evolution de la puissance photovoltaïque installée par pays .......................................... 36
Figure 23: Documents à respecter pour le raccordement au réseau italien ENEL ............................. 37
Figure 24: Partie du classement des onduleurs par date de conformité et caractéristiques .............. 38
Figure 25: Schéma normatif correspondant à notre solution.......................................................... 40
Figure 26: Synoptique développé par le bureau d'études............................................................... 42
Figure 27: Dispositif d'interface équipé d'un contacteur ................................................................ 42
Figure 28: Cabine du poste de transformation .............................................................................. 44
Figure 29: Comparaison normative des offres ............................................................................... 45
7
Remerciements
- Je remercie dans un premier temps mes professeurs de l’INSA Strasbourg pour la formation
que j’ai reçue qui m’a permis d’acquérir des connaissances techniques mises en application
lors du stage.
- Je remercie M. Sturtzer, mon tuteur pédagogique de l’INSA Strasbourg, pour les conseils qu’il
m’a apportés lors des différents suivis.
- Je tiens à remercier tout particulièrement M. Sébastien Liégeois, mon tuteur lors de ce stage,
pour m’avoir permis de réaliser ce projet de fin d’études au sein du bureau d’études
« solutions connectées réseau » et pour le temps et la confiance qu’il m’a accordés tout au
long du stage. Il m’a été d’un grande aide pour la réalisation de mes travaux.
- Je remercie les ingénieurs chargés d’affaires électricité qui m’ont donné la possibilité de
travailler directement sur des projets en cours et de pouvoir ainsi exploiter mes outils. Sur le
projet italien présenté, j’ai pu participer aux réunions et aux prises de décision grâce à M.
Cédric Courtois, chargé d’affaire électricité du projet.
- Je remercie M. Pierre Legrain pour m’avoir fourni de précieuses informations sur les
organismes normatifs et le processus de normalisation.
- Je remercie Marc Tavernier pour m’avoir accompagné sur un forum traitant des
interventions des pompiers sur les sites photovoltaïques.
- Je remercie tous les employés du bureau d’études avec qui j’ai évolués ces six derniers mois.
Ils ont grandement contribué à mon intégration dans l’entreprise en se rendant disponibles
pour m’apporter de l’aide ou des informations.
- Je remercie plus généralement tous les employés Tenesol que j’ai pu côtoyer lors du PFE.
L’ambiance était très bonne, ce qui m’a permis de trouver mes marques très rapidement.
Grâce à eux, je garderai un très bon souvenir de ce stage.
8
Introduction
Tout d’abord, le fait d’avoir choisi l’option « Energie » lors de cette 5ème année à l’INSA et de
réaliser dans ce cadre deux projets mettant en œuvre des panneaux photovoltaïques a renforcé mon
intérêt pour le domaine énergétique. De ce fait, j’ai voulu développer mon expérience dans les
énergies renouvelables et notamment le secteur photovoltaïque. L’entreprise Tenesol, située à La
Tour de Salvagny près de Lyon, m’a offert l’opportunité de réaliser mon projet de fin d’études dans
leur bureau d’études « systèmes connectés réseau » où j’ai évolué dans la partie électrique. Ce stage
a duré 6 mois du 6 Février au 10 Août 2012.
Dans un contexte où le développement de l’entreprise à l’international est fondamental pour
son activité, le bureau d’études doit pouvoir identifier rapidement les contraintes propres à chaque
pays. Le domaine photovoltaïque s’est principalement développé ces dernières années. Par
conséquent, pour combler un gros manque au niveau normatif, les institutions s’activent et de
nouveaux documents sortent très régulièrement. De plus, le travail d’harmonisation des normes au
niveau international débute seulement. Il y a donc un travail important à réaliser pour identifier les
différentes contraintes selon les pays.
Dans cette optique, les normes doivent être identifiées, étudiées et mises en application. Lors
de ce projet de fin d’études, j’ai contribué aux différentes étapes afin d’améliorer la connaissance, la
gestion des normes et l’organisation du bureau d’études.
Le sujet du projet de fin d’études est défini de la manière suivante :
- Etude et bilan des contraintes techniques des normes/guides liés au domaine photovoltaïque
au niveau international. Application approfondie avec l’étude normative d’un projet
photovoltaïque en Italie.
Dans le but de faciliter l’exploitation des normes pour les membres du bureau d’études, mon
rôle s’est divisé en deux parties. La première consiste à réaliser un certain nombre d’outils
permettant de retrouver rapidement les contraintes normatives sur un point technique précis ou sur
un composant. Ces outils concernent les normes systèmes sur les pays où l’entreprise a une forte
activité, les normes de protection, les normes produits et le marquage CE. Afin de vérifier leur
pertinence, ces outils ont été mis en application sur des projets photovoltaïques.
Je vais commencer par vous présenter l’entreprise Tenesol et son intégration à Sunpower.
Ensuite, je détaillerai les outils techniques que j’ai créés et leurs utilités. Enfin, j’illustrerai mon
support normatif en montrant comment j’ai pu contribuer au projet italien Helexia Leroy Merlin.
9
1. Présentation de l’entreprise Tenesol
1.1. Histoire et contexte
Une ancienne filiale de d’EDF-Total puis de Total
Tenesol accompagne les entreprises, les collectivités territoriales et les particuliers pour leurs
projets d’énergie solaire photovoltaïque. Le groupe , formé en 1983, est le leader du photovoltaïque
en France. Depuis 2005, le groupe était divisé à parts égales entre Total et EDF Energies
Renouvelables. Ce partenariat a duré jusqu’à Octobre 2011, date à laquelle Total a racheté les parts
d’EDF pour récupérer la totalité de l’entreprise. Tenesol est ensuite une filiale à 100% du groupe
Total.
L’intégration à Sunpower
En Juin 2011, Total, qui souhaite développer son activité dans le solaire, fait l’acquisition du
groupe américain Sunpower. Ce groupe est le leader mondial dans le développement de solutions
solaires à haut rendement pour les particuliers, les entreprises et les fournisseurs d'énergie.
Le 1er février 2012, Sunpower a finalisé son acquisition de Tenesol SA pour 165,4 millions de
dollars. En termes d’emplois, Sunpower représente 5200 personnes dans le monde dont 250 en
Europe. De son coté, Tenesol emploie 600 personnes dans le monde.
Parallèlement, Total a racheté SunPower et détient désormais 66% du fabricant américain
contre 60% auparavant grâce à cette transaction.
1.2. Secteurs d’activités
1.2.1. Les caractéristiques principales
Tenesol, leader Français du Photovoltaïque depuis 1983.
Actionnariat :Sunpower à 100%
Effectifs 2008 : 600 personnes
o 350 dans les sites de production.
o 150 au siège basé à Lyon, France (dont 30 personnes en R&D).
o 200 dans les autres filiales.
Figure 1: Logo Tenesol
10
Chiffre d’affaires
Chiffre d’affaires de 304 millions d’euros en 2010. L’année 2011 a
marqué la fin de l’augmentation mais les résultats sont tout de
même restés constants. On retrouve un chiffre d’affaire d’environ
300 millions d’euros.
2 sites de production de modules pour une capacité de plus de 170MWc et de 800000
modules par an
o Afrique du Sud (Le Cap) : 85 MWc
o France (Toulouse) : 85 MWc
Figure 2: Chiffre d'affaires Tenesol
Figure 3: Production de l'entreprise
11
1 centre R&D à Lyon.Siège Social Groupe Tenesol Activités, produits et services Tenesol, le
siège social de Tenesol SA, est situé en France à la Tour de Salvagny(69) depuis 2000. Le siège
héberge les services centraux du groupe :
o Direction générale
o Direction commerciale
o Direction des opérations industrielles (production, qualité, achats...)
o Direction technique et projets (R&D, bureau d’études, travaux, exploitation)
o Direction administrative
o Direction marketing et communication
o Direction financière
1.2.2. Les domaines d’application
Figure 4: Domaines d'application de l'entreprise
12
1.3. Développement à l’international
Dans ces différents pays, Tenesol propose deux types de solutions :
Solutions hors connexion réseau (applications professionnelles et programme d’accès à
l’énergie)
o Récupération de pétrole et de gaz
o Réseaux télécoms
o Pompage d’eau
o Electrification rurale décentralisée
Solutions connectés réseau (solutions pour les bâtiments ou centrales au sol)
o Particuliers
o Investisseurs, collectivités & professionnels (sites industrielles, bureaux, exploitations
agricoles…)
Figure 5: Implantation de Tenesol dans le monde
13
1.4. Ma position dans l’entreprise
Au cours de ce stage, j’ai réalisé mon projet au bureau d’études « connexion réseau » (il
existe en parallèle un bureau d’étude « sites isolés ») qui est un service managé par la direction
technique du groupe. Mon tuteur, Sébastien Liégeois, est le responsable de ce service.
Dans cette organisation, la partie structure étudie la partie génie civil et mécanique des
systèmes comme l’intégration des installations sur les toits et les structures des modules.
La partie électricité réalise la conception des plans électriques et étudie toutes les
contraintes de connexion au réseau.
Les outils que j’ai créés concernent exclusivement la partie Electrique et le support normatif
s’est organisé autour des ingénieurs chargés d’affaire partie Electricité.
Figure 6: Organisation du bureau d'études
14
2. Etude des normes systèmes au niveau international
2.1. Bilan des normes
La première tâche que j’ai réalisée est la création d’un bilan des normes possédées au niveau
international. Celles-ci étaient triées par pays mais sans aucune précision supplémentaire, si bien que
lorsqu’un point technique est à étudier sur un projet, l’information ne figure dans aucun document
résumé. Dans ce cas, il devient compliqué de savoir dans quelle norme aller chercher cette
information, et même d’identifier si nous possédons la norme qui nous permettrait de la trouver.
Outil créé : Bilan des normes possédées au niveau international. Tri par catégorie par analogie avec
les normes françaises
Dans ce contexte, j’ai réalisé un tableau bilan permettant d’atteindre deux objectifs
principaux :
Déterminer rapidement à quelle norme nous devons nous référer pour étudier un point
précis.
Déterminer quelles normes nous ne possédons pas sur un pays et celles qu’il nous serait
pertinent d’acquérir.
Je me suis servi du modèle de la France pour trier ces normes étant donné que c’est un
modèle connu de Tenesol. Pour les principaux pays d’activité de l’entreprise comme la Belgique, la
Suisse, l’Italie, le Royaume-Uni, l’Afrique du Sud et l’Australie, j’ai réalisé le bilan des normes
possédées. Après les avoir étudiées, je les ai triées par analogie avec les normes françaises. Voici, ci-
dessous, une partie du tableau réalisé, figure 7.
Figure 7: Bilan des normes possédées au niveau international
15
En France, dans le secteur photovoltaïque, nous retrouvons principalement les normes
suivantes :
La norme NF C15-100 qui traite des installations électriques Basse Tension.
Le guide UTE C15-712-1 qui est le guide photovoltaïque.
D’autres normes pour la production décentralisée sur le réseau, le raccordement d’un
utilisateur au réseau ou encore des normes propres à un réseau de distribution.
En me référant à l’existant français, j’ai trié les normes étrangères. Ce premier bilan m’a
permis également de préparer la suite de mon travail.
2.2. Etude du processus de normalisation internationale
A la suite de ce bilan, il paraissait essentiel d’étudier de manière plus approfondie les normes
internationales, pour que je comprenne comment fonctionnent les institutions normatives. Il me
fallait donc, de prime abord, approfondir mes connaissances du processus de normalisation
internationale.
2.2.1. Aspects généraux de la normalisation
2.2.1.1. Définition de la normalisation
Décret 84-74 du 26 janvier 1984 : fixe le statut de la normalisation :
« La normalisation a pour objet de fournir des documents de référence comportant des solutions à
des problèmes techniques et commerciaux concernant les produits, biens et services qui se posent
de façon répétée dans des relations entre partenaires économiques, scientifiques, techniques et
sociaux. » (art. 1)
2.2.1.2. Objectifs de la normalisation
Rationaliser la production
Transférer les technologies nouvelles
Aider aux choix stratégiques de l’entreprise
Protéger les consommateurs
Soutenir les politiques publiques
Choisir des produits
Développer des marchés
Clarifier des transactions
16
2.2.1.3. Portée légale : Différence entre loi et norme
Texte réglementaire (arrêté, décret, loi) → application obligatoire
Norme → application volontaire (sauf cas particuliers)
Une norme est dite d’application obligatoire lorsqu’elle est citée dans un texte réglementaire
(arrêté) comme moyen unique de satisfaire aux exigences de ce texte.
Les pouvoirs publics rendent ces normes obligatoires pour des raisons :
d’ordre public
de sécurité publique
de protection de la santé et de la vie des personnes
Environ 300 normes sont d’application obligatoire en France comme la NF C15-100, le guide
UTE C15-712,…
2.2.2. Organismes de normes
Un entretien, avec le responsable de la validation normative des modules photovoltaïque,
m’a permis d’obtenir des informations sur l’organisation de la norme photovoltaïque internationale.
Cet employé de Tenesol est membre d’une commission travaillant avec l’UTE qui publie le guide
français des normes photovoltaïques.
Au niveau international, trois organismes gèrent l’ensemble des normes : l’UIT, l’ISO et le CEI.
Chacun de ces organismes possède ses domaines d’application, le domaine photovoltaïque est géré
par le CEI. Au niveau européen et dans de nombreux pays, un organisme national communique avec
le CEI et récupère les informations normatives.
Figure 8: Organismes de gestion des normes
17
2.2.3. Etapes de la normalisation internationale photovoltaïque
J’ai pu également identifier les différentes étapes du processus de normalisation
internationale avec l’exemple du photovoltaïque. Elles me servent afin de connaitre les démarches
pour trouver les ouvrages et documents qui nous seront utiles. Ma synthèse de ces informations m’a
permis de réaliser un document utile pour la compréhension du processus de normalisation
internationale.
Outil créé : Description du processus de normalisation internationale photovoltaïque : organismes et
étapes
Voici, ci-dessous, les étapes identifiées :
A) Les documents de normes, en l’absence de normes internationales, ont été créés dans les
différents pays de manière complètement indépendante. Ils contiennent donc beaucoup de
différences entre eux suivant les pays.
B) Lorsque le besoin est exprimé au niveau international, un document de normes est publié
(en 2002 pour le photovoltaïque : CEI 60364-7-712). Pour répondre au consensus et convenir
à tous les pays, celui-ci est souvent léger au niveau normatif et laisse beaucoup de points
sans contraintes.
C) Chaque pays comble les points non évoqués par ses propres normes (France : UTE C 15-712).
Cependant, le but étant d’obtenir une convergence internationale, la norme CEI tend à
devenir plus complète. C’est pourquoi les pays, ayant mis au point des normes plus
approfondies, font remonter celles-ci au niveau international. Ainsi, le comité international
va s’appuyer sur ces normes pour développer le document international et par conséquent
ces pays guides auront moins d’efforts à faire pour adapter leurs normes dans le futur.
D) Une fois ce document mis au point, il n’est pas officialisé tout de suite. Il est d’abord proposé
sous forme de « draft for comment » aux pays qui font remonter leurs commentaires sur des
points qu’ils souhaiteraient modifier. La version est alors adaptée en conséquence et à
nouveau proposée. Cette démarche peut s’avérer relativement longue pour s’approcher au
mieux de ce que désirent les différents pays. De nombreuses versions successives peuvent
être proposées. Lorsque le comité international estime que le document a été suffisamment
modifié et adapté, il publie la version officielle de la norme et les pays membres votent la
mise en vigueur ou non de cette norme.
E) Les pays essayent alors de respecter au maximum tous les points évoqués dans ce document
sous réserve d’obtenir certaines déviations nationales. Elles sont liées à l’incapacité de suivre
18
la norme internationale pour des raisons historiques, par exemple, mais ces déviations sont
très limitées et encadrées.
2.3. Etude des contraintes techniques des normes internationales
Ce travail de fond a pour but de rendre accessible rapidement les contraintes techniques des
différents pays aux membres du bureau d’études. Un travail préliminaire a consisté à étudier le guide
photovoltaïque français UTE C15-712-1 et la norme internationale photovoltaïque IEC 60364-7-712
pour identifier comment les guides photovoltaïques sont construits et quelles sont les principales
exigences techniques qui risquent d’évoluer selon les pays.
Cette étude internationale s’est ensuite décomposée en deux étapes principales.
2.3.1. Documents résumés pour chaque pays étudié
Dans un premier temps, j’ai étudié les normes de 6 pays dans lesquels Tenesol développe une
activité importante : Italie, Royaume-Uni, Suisse, Belgique, Afrique du Sud et Australie. Les études
ont concerné, pour chacun des pays, les documents préalablement triés dans mon bilan des normes,
afin de récupérer les informations les plus intéressantes.
Voici, par exemple, le sommaire du document réalisé pour la Belgique :
Figure 9: Sommaire du document résumé pour la Belgique
19
Les points évoqués peuvent diverger selon les pays, il s’agit de mettre en évidence des
particularités auxquelles il faudra prêter attention pour la conception. Ils contiennent donc
principalement les différences entre la norme du pays concerné et la norme internationale qui est
moins contraignante généralement. Ils reprennent également les réponses aux interrogations que
nous avons pu nous poser sur différents projets au fil de mon stage.
Outils créés : Points importants Italie ; Points importants Royaume-Uni ; Points importants Suisse ;
Points importants Belgique ; Points importants Afrique du Sud ; Points importants Australie
2.3.2. Bilan des spécificités électriques importantes et récurrentes
Dans un second temps, afin de faciliter la tâche de chacun, nous avons décidé d’être plus
synthétique et de créer un tableau regroupant tous les points techniques qui divergent fréquemment
selon les pays et qu’il faut nécessairement connaître pour le dimensionnement du système. C’est
donc un tableau amené à être consulté très régulièrement par les chargés d’affaires électricité. J’ai
été chargé pour chaque point d’identifier ce qui se fait dans chaque pays étudié, en me référant à
mes documents résumés et aux normes. Ceci permet un tri des informations à la fois par pays
(ordonnées) et par point technique (abscisses).
Outil créé : Bilan des spécificités électriques importantes et récurrentes
Ces points parcourent plusieurs problématiques de connexion au réseau et de sécurité. Pour
la connexion au réseau, nous retrouvons par exemple :
La limite de puissance pour la connexion monophasée
Le déséquilibre maximal entre phases
La contribution à la puissance réactive
Et pour la sécurité :
L’obligation d’une isolation galvanique entre le réseau et les modules
La présence d’un parafoudre dans le boitier DC
La valeur du dispositif différentiel côté alternatif
Concernant la sécurité et la protection qui sont des points très importants pour l’entreprise,
j’ai réalisé des études plus approfondies que je présente dans le chapitre suivant. Ces études
découlent aussi des outils pour les normes internationales mais ils permettent d’illustrer plus
précisément le travail effectué.
20
3. Etude des normes de protection/sécurité
Les études approfondies sur le thème de la protection qui vont être présentées concernent
les dispositifs de sectionnement côté continu et les dispositifs de protection contre la foudre.
3.1. Les dispositifs de sectionnement côté continu
3.1.1. L’intégration du sectionneur à l’onduleur
Pour permettre la maintenance des onduleurs PV, des moyens de sectionnement doivent
être prévus par onduleur, côté alternatif et côté continu. Côté alternatif, il s’agit de se déconnecter
du réseau et il existe dans tous les pays un interrupteur sectionneur général AC qui déconnecte
l’ensemble des onduleurs de l’installation. Côté continu, la question de l’intégration de l’interrupteur
sectionneur dans l’onduleur se pose.
A la suite des études sur chaque pays, j’ai identifié les différences en Europe :
La France a décidé de séparer physiquement le sectionneur de l’onduleur pour que celui-ci
soit facilement accessible dans tous les cas et qu’il s’agisse d’une coupure physique comme
sur la figure 10.
Dans les autres pays étudiés, le dispositif de sectionnement peut être intégré à l’onduleur. Il
s’agit d’un dispositif appelé ESS Electronic solar switch qui entraîne un sectionnement
électronique avant de débrancher les câbles DC de l’onduleur pour éviter un arc électrique.
C’est un dispositif moins coûteux qu’en France puisqu’il évite un composant supplémentaire.
Mais il est moins accessible et dépend d’un appareil électronique, ce qui pourrait constituer
un danger lorsque celui-ci arrive en fin de vie.
Figure 10: Moyens de sectionnement de chaque côté de l'onduleur [1]
21
3.1.2. Prise en compte du risque électrique pour les intervenants de secours
Ce sectionnement DC n’est pas encore suffisant pour sécuriser l’installation et cas
d’intervention des pompiers sur les incendies. En effet, entre les modules et le dispositif de
sectionnement DC, il y a une portion de câble qui est alimentée par des panneaux qui sont toujours
sous tension de jour. Cette portion apparaissant sur la figure 12 est donc encore dangereuse.
Il y a eu plusieurs cas d’électrisations de pompiers qui ont été signalés à cause de ce
problème. Pour information, on parle d’électrocution seulement lorsqu’il y a décès, sinon le terme
utilisé est électrisation.
Pour remédier à cette situation, un forum technique photovoltaïque nommé « Intervention
des pompiers sur un site photovoltaïque : sécurité et prévention des risques » s’est tenu près de
Lyon. J’ai été chargé de représenter le bureau d’étude Tenesol sur le forum.
Mon rôle était tout d’abord de déterminer quels textes normatifs allaient sortir à ce sujet et
ce qu’ils pourraient contenir. Il n’existe pour l’instant qu’un seul document réalisé dans l’urgence en
2009 par le CCS (Centre de Coordination et de Sauvetage) pour les ERP (Etablissement recevant du
public) afin de répondre à une forte demande et combler le vide existant. Ce ne sont que des
recommandations et il est donc urgent de mettre au point des normes sur le sujet. Le prochain guide
UTE C15-712 fera état des dispositions à respecter pour la coupure pompier.
Dans un second temps, j’ai synthétisé toutes les propositions faites par les commerciaux et
surtout celles qui sont susceptibles d’être acceptées par les pompiers.
La situation est donc la suivante : nous sommes en situation dégradée, il est donc supposé ici
que les isolants des câbles et des enveloppes n’assurent plus leur fonction de protection contre les
contacts directs et indirects. L’objectif est alors de mettre en place des dispositifs pour éviter le choc
électrique des intervenants de secours.
Figure 11: Tension induite par un groupe de 14 modules Figure 12: Partie du câble sous tension après le sectionnement
22
Voici les solutions envisagées lors de la conception du système :
Passage des câbles DC par l’extérieur du bâtiment
Onduleurs au plus près du champ photovoltaïque : permet de limiter la longueur des câbles.
Micro-onduleurs ou interrupteurs pour chaque module
Il n’y a alors plus de câblage HT côté continu et la tension maximale est inférieure à 60V.
Figure 13: Micro onduleurs ou interrupteurs derrière chaque module
Passage des câbles sous gaine technique protégée (coupe-feu)
Court-circuiter les modules
Cette solution consiste à insérer un coffret qui va permettre de court-circuiter les modules
par une opération mécanique. Ceci va permettre de ramener la tension proche de zéro, il faut donc
un coffret qui résiste à un courant élevé et à de très fortes températures.
Figure 14: Insertion d'un coffret pour court-circuiter les modules
23
Ces travaux m’ont permis de remplir plusieurs objectifs :
Eclaircir et rendre rapide le choix des dispositifs de sectionnement côté DC dès qu’un projet
se présente.
Réaliser le bilan des évolutions normatives et techniques pour pouvoir anticiper la
modification des dispositifs de sectionnement continu.
3.2. Protection contre la foudre
Je vais présenter maintenant un deuxième point d’étude sur la sécurité, les dispositifs de
protection contre la foudre. J’ai commencé par réaliser un bilan des normes qui existent sur ces
dispositifs. En recherchant sur les sites de normalisation au niveau national et international, j’ai
répertorié les différentes normes existantes, celles dont nous disposons déjà et celles qu’il est le plus
intéressant d’étudier.
Outil créé : Bilan des normes de protection foudre
Ensuite, j’ai mené une étude principalement sur le guide UTE C61-740-52 qui traite de la mise
en œuvre des parafoudres pour applications spécifiques incluant le courant continu. Ce guide décrit
les protections des installations photovoltaïques contre les surtensions. Mon rôle, dans cette étude,
a été de réaliser un tableau Excel recensant une liste exhaustive de tous les cas de figures que nous
rencontrons en France.
3.2.1. Particularités des installations photovoltaïques
Le guide a été créé pour tenir compte des particularités de ce type de générateur dont voici
listées les principales:
Figure 15: Caractéristiques courant-tension d'un module PV lorsque l'intensité lumineuse évolue.
24
Ils se comportent comme des générateurs de courant ;
La variation de l’amplitude de ce courant est forte car dépendant de l’intensité lumineuse (de
la nuit noire au plein soleil) ;
Le courant de court-circuit du générateur est sensiblement identique au courant optimal de
fonctionnement ;
Ils sont formés de combinaisons série et parallèle de panneaux solaires très exposés leur
conférant une grande diversité de tensions et de courants, pour des puissances allant de
quelques centaines de VA (par exemple en installations résidentielles) à plusieurs MVA (par
exemple, champs photovoltaïques).
3.2.2. Les principaux facteurs à prendre en compte
Lors de l'évaluation d'une installation PV en termes d'utilisation d'un parafoudre, deux
facteurs doivent être pris en compte :
Les caractéristiques du réseau de distribution basse tension dans lequel ils seront utilisés, y
compris les types et les niveaux attendus de surtension et de courant.
Les caractéristiques des matériels à protéger (tenue de tension aux chocs, …)
3.2.3. Les types de parafoudres
Le parafoudre ne doit pas être confondu avec le paratonnerre. Sa fonction est différente : un
paratonnerre a pour rôle de protéger une structure contre les coups directs de la foudre alors que le
parafoudre protège les installations électriques contre les surtensions.
Les parafoudres sont structurés par la norme NF EN 61643-11 en 3 types de produits,
correspondant à des classes d'essai. Ces contraintes spécifiques dépendent essentiellement de la
localisation du parafoudre dans l'installation et des conditions extérieures. Plus les surtensions
susceptibles de se produire sont élevées plus l’indice est petit. Par exemple, le type 1 va permettre
de protéger les installations contre des surtensions allant jusqu’aux impacts de foudre directs, le type
2 des sites où le risque foudre est limité et le type 3 des matériels très sensibles aux surtensions.
3.2.4. Réalisation d’un tableau recensant une liste exhaustive des cas de figures
Suivant plusieurs caractéristiques, le but est de savoir quels types de parafoudre nous allons
placer côté continu et côté alternatif. Les facteurs étant nombreux, j’ai commencé par réaliser ce
travail pour la France uniquement :
- Présence d’un paratonnerre
- Distance entre le paratonnerre et les panneaux
- Distances entre l’onduleur et respectivement le tableau principal et les panneaux
- Capacité du conducteur d’équipotentialité à écouler les courants de foudre
- …
25
Outil créé : Tableau recensant tous les cas de figures de dispositifs contre la foudre sur les
installations photovoltaïques en France
Prenons l’exemple un projet en France contenant un paratonnerre ne respectant pas la
distance de sécurité avec les panneaux, nous avons alors fait face au cas de figure suivant :
Figure 16: Cas de figure illustrant l'utilité du tableau des protections contre la foudre [2]
26
Grâce au tableau, nous savons quels types de parafoudre nous allons placer sur l’installation
dans ce cas de figure (figure 16). Nous faisons sur ce projet l’économie d’un parafoudre ,
généralement situé près des modules, grâce à la distance inférieure à 10m entre les modules et
l’onduleur.
3.2.5. Impact de ces recherches sur un projet suisse
Afin de répondre à un appel d’offre concernant un projet en Suisse dans le canton du Jura, il
m’a fallu rechercher quel distributeur opérait dans ce canton et quelles normes, spécifiques à ce
fournisseur, nous devions respecter. Les exigences de l’ECA Jura, le fournisseur en question, font
référence au guide français UTE C61-740-52 que j’ai étudié et apportent des contraintes
supplémentaires très coûteuses présentées sur le schéma ci-dessous. Elles imposent la combinaison
de 2 ou 3 types de parafoudres différents au niveau du coffret DC et de l’onduleur côtés AC et DC. Le
schéma fourni est présenté figure 17.
Pour obtenir des précisions sur ces contraintes supplémentaires, j’ai retrouvé le contact
technique de l’ECA Jura, le distributeur d’électricité du canton, et j’ai organisé une réunion
téléphonique avec ce spécialiste des protections foudre.
Figure 17: Document initial à appliquer en Suisse combinant plusieurs types de parafoudres
27
J’ai pu m’appuyer sur mon tableau pour instaurer un dialogue et des échanges avec lui,
facilités par le fait que les contraintes normatives suisses sont très proches des françaises. Il nous
a fourni le draft qui donnera lieu à un guide suisse. Grâce à cela, nous avons réduit le coût initial des
dispositifs contre la foudre sur ce projet et j’ai pu reprendre ce tableau pour réaliser une synthèse
des cas de figures comparables pour la Suisse.
Ce contact nous permet également de nous tenir au courant des évolutions en Suisse, il nous
assure une veille normative sur le sujet.
28
4. Etude des normes produits
4.1. Réalisation de guides de choix
Dans chaque projet, de nombreux composants reviennent de manière récurrente.
Cependant, suivant les pays, les exigences sont parfois différentes. Il nous faut alors nous adapter
aux nouvelles contraintes, mais également identifier les absences de contraintes pour pouvoir
éventuellement diminuer le coût du projet. L’objectif est de connaître, pour chaque composant,
quels produits nous serons susceptibles d’utiliser dans chaque pays. Par exemple, sur un projet
italien, on pourrait parfois utiliser des composants français que nous connaissons mieux et qui
répondent aux normes de sécurité. Mais en utilisant des composants de fournisseurs locaux, cela
peut induire des économies de coût. A nous dans ce cas d’identifier s’ils sont exploitables dans le
contexte de nos projets.
Dans ce but, mon travail consiste à réaliser un bilan des normes applicables sur les
composants étudiés et de recenser quels produits y sont conformes pour établir un guide de choix
des produits utilisables.
4.1.1. Bilan des normes applicables
Avant de réaliser les guides de choix, l’étude des normes applicables aux composants
consiste à récupérer toutes références de normes citées dans les fiches techniques et à les identifier.
Par la suite, le travail consiste à déterminer les correspondances avec ces normes dans l’ensemble
des différents pays que nous étudions.
Outils créés : Bilan des normes s’appliquant aux transformateurs dans les pays étudiés ; Bilan des
normes s’appliquant aux postes de transformation dans les pays étudiés
4.1.2. Les guides de choix
4.1.2.1. Les câbles DC
Les différentes fiches techniques de câbles DC, que Tenesol utilise, recensent certaines
normes fondamentales de protection lors de leur utilisation dans les applications photovoltaïques.
J’ai commencé par identifier ces différentes normes afin d’indiquer si chaque câble répond à la
norme internationale, européenne ou à une norme spécifique à un pays sur chaque point.
Dans un second temps, mon travail a consisté à indiquer leur conformité ou non par rapport
au certificat TÜV, et aux guides spécifiques à chaque pays.
29
Voici-dessous l’exemple du câble EnergyflexBe_fast de chez Nexans. Il est conforme à toutes
les normes principales de protection au niveau international (IEC) et également au certificat TÜV et
aux guides permettant la distribution en Italie et en France. C’est donc un câble qui sera utilisé sans
problèmes en France et en Italie.
Outil créé : Guide de choix des câbles DC utilisables
4.1.2.2. Les transformateurs
Dans les systèmes photovoltaïques, on distingue l’utilisation de deux types de
transformateurs, les transformateurs à huile et les transformateurs secs. Dans l’application qui nous
intéresse, les transformateurs vont transformer la Basse Tension provenant du système
photovoltaïque en Moyenne Tension pour l’intégrer sur le réseau HTA.
Afin de présélectionner ceux-ci avant d’étudier leurs prix, nous nous basons sur plusieurs
critères. Nous regardons deux caractéristiques essentielles :
Dans un premier temps, les transformateurs doivent répondre à la norme CEI 60076 qui
assure leur conformité avec la norme internationale et leur mise sur le marché dans plusieurs
pays.
Dans un second temps, pour leur application aux systèmes PV, leurs pertes doivent être
limitées et Tenesol n’utilise en France que des Transformateurs qui ont pour pertes
maximales C0-Bk. Ces indices correspondent aux pertes à vide (C0) et aux pertes en charge
(Bk). Des indices plus élevés (E0-Dk) correspondent à des pertes supérieures.
Figure 18: Normes respectées et caractéristiques du câble Energyflex
30
Outil créé : Guide de choix des transformateurs à huile utilisables ; Guide de choix des
transformateurs secs utilisables
4.2. Mise en place d’une procédure pour tester nos coffret (marquage
CE)
4.2.1. Le contexte de l’étude
Dans les coffrets, jusqu’à présent, tous les composants étaient marqués CE individuellement,
mais l’ensemble les intégrant ne l’était pas. Or, les clients nous ont sollicités pour qu’on appose ce
marquage qui est une garantie de qualité supplémentaire. Nous avons donc demandé au fournisseur
de coffrets de nous fournir ce certificat pour les ensembles.
Celui-ci nous a répondu que chacun de ses composants était CE individuellement, que les
coffrets correspondaient aux normes en vigueur et ne nécessitaient pas d’être marqués CE.
J’ai alors mené une étude sur le marquage CE. Cette étude définit les directives à suivre, les
produits concernés et les étapes du processus de certification CE.
Figure 19: Partie du guide de choix pour les transformateurs à huile
31
4.2.2. Le marquage CE
Outil créé : Description de la législation européenne pour le marquage CE
La directive 2006/95/CE du 12 décembre 2006, concernant le rapprochement des législations
des États membres relatives au matériel électrique destiné à être employé dans certaines limites de
tension, définit dans quelle mesure le marquage CE doit être apposé sur les matériels électriques.
Le marquage CE assure la conformité d‘un produit avec la législation de l‘UE permettant la
libre circulation des produits au sein du marché européen. Il engage seulement la responsabilité du
fabricant.
Le marquage CE apposé sur un produit constitue une déclaration de la part de la personne
responsable :
que le produit est conforme à toutes les dispositions communautaires qui lui sont applicables
que les procédures d’évaluation de la conformité appropriées ont été appliquées
Nous avons donc trouvé des points de désaccord avec notre fournisseur, le marquage CE
étant obligatoire dès lors qu’il y a libre circulation sur le marché européen. Afin de nous assurer de ce
point, nous avons alors fait appel à l’Apave qui est un organisme de contrôle destiné à assurer la
sûreté des installations, mais aussi le contrôle technique de construction. Une discussion ave c un de
leurs responsables nous a permis d’éclaircir ce point sur lequel ils nous ont donné raison. Leur
confirmation nous a donné une vraie crédibilité face aux fournisseurs.
Lors de cet entretien, nous avons également évoqué les tests d’échauffement que nous
allons réaliser sur ces coffrets afin de pouvoir être en conformité avec les normes et de pouvoir
marquer nos produits CE. Pour ce dernier point, j’ai étudié la norme NF EN 61439-1 qui fait référence
pour toutes les vérifications techniques sur les types de coffrets que nous utilisons sur les côtés AC et
DC.
4.2.3. Réalisation de la procédure
Les tests à effectuer sont différents selon le type de coffret fabriqué, ils doivent respecter les
normes IEC 60439-1 et IEC 61439-1. La 61439-1 tend à remplacer la 60439-1. Cependant, elle
n’évoque pas encore tous les matériels électriques de la précédente. C’est pourquoi cette dernière
reste applicable jusqu’en 2012. J’ai réalisé le document suivant permettant de définir tous les tests à
appliquer suivant leurs caractéristiques et les conditions auxquelles ils seront confrontés.
Nous classons les tests en trois catégories :
Hors tension :
o Présence des documents, accessoires, dispositif d’identification (étiquetage)
o Dimensions, implantation, calibre des composants
32
o Contrôle du câblage (couple de serrage des connexions, absence de court-circuit,
mise à la terre, contrôle fils à fils)
Test de Fonctionnement :
o Dispositif différentiel, arrêt d’urgence, voyants, paramétrage, fonctionnement
général
o Vérification approfondie du fonctionnement et du comportement des coffrets
(proche situation réel) en suivant une procédure TENESOL fournie.
Test spécifique :
o Test spécifique du fonctionnement effectué selon procédure et/ou normes
communiquées par TENESOL. Ceux-ci incluent les tests suivant les normes IEC
60439-1 et IEC 61439-1
Voici, figure 20, la liste des tests à effectuer pour les vérifications de conception et les
vérifications individuelles de série exigées par la norme IEC 61439-1.
Légende :
Tests obligatoires
Tests obligatoires suivant les cas
Plusieurs solutions possibles dont les tests pour la validation
J’ai détaillé dans le document réalisé chacun des tests à réaliser, c’est-à-dire quels sont nos
choix pour valider ces vérifications et comment nous appliquons ces choix.
Trois moyens s’offrent à nous, par exemple, pour tester les échauffements de nos coffrets
[3] :
Essais
Déduction grâce à des essais sur des produits similaires
Notes de calcul
Figure 20: Tests à appliquer selon la norme IEC 61439-1
33
Pour les coffrets DC, la solution par des essais ou des déductions s’impose car les risques sont
élevés du fait du courant continu et des incendies ont déjà eu lieu.
Pour les coffrets AC, la volonté de Tenesol est de passer le plus possible par des notes de
calcul pour des raisons de coût et de rapidité.
Outil créé : Procédure des tests à réaliser sur les coffrets pour qu’ils soient conformes à la norme IEC
61439-1 et marqués CE
34
5. Support normatif sur un projet photovoltaïque en Italie : Helexia
Leroy Merlin
Le projet Leroy merlin Lissone (périphérie de Milan) en Italie est constitué de 1708 modules
de 220Wc. La puissance globale de l’installation est de 375760 Wc pour 355KVA.
L’objet de la consultation concerne la conception, le dimensionnement et la réalisation du
poste de livraison. En tant que service support du chef de projet, le rôle du BE peut se diviser en deux
parties :
Le bureau d’études conçoit tous les éléments techniques nécessaires à la réalisation du
projet en tenant compte de tous les aspects de normes et de règlementations (dont la
sécurité).
Les membres du BE créent et enregistrent les plans, notices, synoptiques et autres
documents nécessaires au traitement de la commande. Le BE prend en compte les
remarques des services supports et modifie les plans en conséquence.
C’est dans la première partie que mon rôle intervient afin de valider la conformité de
plusieurs parties du projet avec les normes.
Figure 21: Implantation du projet Helexia Leroy Merlin
35
5.1. Normes appliquées
Notre système fournit une tension de 20kV et est par conséquent relié au réseau MT d’Enel
Distribution, principal gestionnaire de réseau italien. Après une recherche sur les normes appliquées
en Italie, suivant les caractéristiques du système, j’ai déterminé et étudié les normes concernant le
projet. Les normes qui lui sont appliquées sont :
CEI 0-16 : Règles techniques de référence pour la connexion des utilisateurs actifs et passifs
aux réseaux HT et MT des sociétés de distribution d’énergie électrique
CEI 0-21 : Règles techniques de référence pour la connexion des utilisateurs actifs et passifs
au réseau BT des sociétés de distribution d’énergie électrique
CEI 82-25 : Guide pour la réalisation de systèmes de production photovoltaïque connectés
aux réseaux de moyenne et basse tension
CEI 64-8/1 : Installations électriques avec une tension nominale ne dépassant pas 1000 V AC
et 1500 V DC
5.2. Le contexte
Généralement, ce sont les fabricants d’équipements électriques qui mettent la pression sur
les institutions normatives pour que celles-ci sortent de nouveaux textes. Ainsi, si leur produit
devient autorisé ou même obligatoire dans les normes, ça leur permet de développer fortement leur
activité.
Cependant, le contexte en Italie est bien spécifique, ce qui entraîne une situation différente.
L’expansion du photovoltaïque est forte. L’année 2010 aura été marquée par une forte poussée des
demandes de raccordement estimée à 6 GWc. Il en résulte un total de 2,3 GWc effectivement
raccordés au réseau à fin 2010, faisant de l’Italie le deuxième marché mondial en termes de
nouvelles installations après l’Allemagne. Par conséquent, il y a un besoin urgent de normalisation et
l’Italie s’est doté en Juin 2011 d’un nouveau cadre réglementaire incitatif : le quatrième plan
énergétique, « Quarto Conto Energia ».
36
Du fait de l’expansion, dans certaines régions isolées ou insulaires comme la Sicile, le réseau
est trop faible en puissance pour ne pas être perturbé par les brusques variations du photovoltaïque.
Ainsi, de nouvelles normes imposées par le réseau notamment sur la tenue en fréquence et en
tension des dispositifs sont couramment mises à jour sans consultation des fabricants. Ce sont donc
eux, les fabricants, qui se retrouvent contraints de mettre à jour leurs produits.
5.3. Etude de l’onduleur
Le premier travail sur ce projet a concerné le choix des onduleurs. Suivant les normes de
raccordement au réseau qui viennent d’évoluer et les conditions dans lesquelles nous nous trouvons,
j’ai étudié quels onduleurs sont conformes et adaptés à notre projet.
5.3.1. Etude de la conformité des onduleurs aux normes italiennes
Pour la connexion au réseau, il a fallu que j’identifie quels sont les points d’évolution de la
norme qui nous concernent particulièrement et définir quelles actions sont à mener. Pour cela, j’ai
étudié les documents recensant ces évolutions. Le tableau, ci-dessous figure 23, présente les
documents à respecter suivant la date de connexion au réseau :
Figure 22: Evolution de la puissance photovoltaïque installée par pays [4]
37
Les projets importants, en cours au moment de cette étude, étaient prévus pour se connecter
après le 1er juillet. Il a donc été décidé de nous placer dans la deuxième ligne du tableau pour être
conforme jusqu’au 31 décembre.
Dans ce cas de figure, nous devons ainsi :
Respecter l’article « A70 di TERNA » dans son intégralité
Ceci concerne surtout la reconfiguration des onduleurs. En effet, les plages de fréquence
pour lesquelles le système doit rester connecté ont évolué, nous devons donc modifier les
paramètres pour que ceux-ci puissent rester connectés sur la nouvelle plage [49Hz-51 Hz] au lieu de
[49.7Hz-50.3Hz].
Demander aux fabricants de nous fournir une déclaration de leur conformité aux normes en
vigueur.
Pour ce deuxième point encore, ce sont les onduleurs qui sont le plus souvent concernés. Il
faut que les fabricants (PowerOne, SMA, ABB, Kaco) nous fournissent ces certificats rapidement pour
que les clients ne bloquent pas les commandes.
Figure 23: Documents à respecter pour le raccordement au réseau italien ENEL
38
5.3.2. Création d’une liste d’onduleurs utilisables par Tenesol
A la suite de cela, en m’appuyant sur plusieurs documents, certains réalisés par les
fournisseurs PowerOne et Kaco et d’autres sur le réseau Enel, j’ai classé dans un tableau les
onduleurs en fonction de leur conformité et de leurs caractéristiques. Voici une petite partie du
tableau réalisé figure 24 :
Outil créé : Liste d’onduleurs utilisables par Tenesol en Italie selon leur conformité aux nouvelles
exigences pour le raccordement au réseau
A la suite de cela, j’ai dégagé une liste exhaustive de ceux que nous pourrons utiliser. Nous
choisirons l’onduleur de ce projet dans cette liste .
D’autre part, nos clients italiens nous commandent beaucoup de kits photovoltaïques qui
incluent les modules, les onduleurs, les câbles, les coffrets AC et DC. Ils avaient stoppé les achats tant
que nos onduleurs n’étaient pas à jour. Grâce au document, nous avons pu faire une nouvelle
proposition à nos clients pour nos kits avec des onduleurs conformes et celle -ci a été acceptée. Tous
les composants sont soumis à de nouvelles normes. J’ai donc par la suite assuré une veille normative
sur l’ensemble pour garantir la conformité de nos kits.
Figure 24: Partie du classement des onduleurs par date de conformité et caractéristiques
39
5.3.3. L’onduleur du projet Helexia
Dans un second temps, j’ai étudié quelles caractéristiques devraient avoir notre onduleur sur
le projet pour qu’il soit adapté, et le moins coûteux possible. Ici, je me suis appuyé sur les outils
préalablement développés.
Sans transformateur
Nous sommes dans le cas d’une installation supérieure à 20 kW, donc en me référant à mes
travaux, je retrouve la nécessité d’avoir une isolation galvanique entre le système photovoltaïque et
le réseau. Cependant, nous nous connectons au réseau MT donc il y a déjà un transformateur pour
transformer la basse tension sortant du coffret AC en moyenne tension . L’isolation galvanique entre
le système PV et le réseau est donc déjà réalisée par le transformateur 400V/20kV. Nous prendrons
donc un onduleur sans transformateur.
Disjoncteur intégré
Le guide photovoltaïque italien n’exige pas que le sectionneur DC soit séparé physique ment
de l’onduleur. Nous pouvons donc choisir un onduleur avec sectionneur intégré et nous n’aurons pas
besoin d’en installer un dans le coffret DC, ce qui diminue le coût du projet.
En rajoutant ces caractéristiques à nos onduleurs conformes, nous avons diminué le nombre
de possibilités et finalement choisi le Kaco 36 TL 3 pour ce projet.
5.4. Le dispositif d’interface
5.4.1. Présentation
Je vais maintenant présenter mon travail sur le dispositif d’interface. Ce dispositif est exigé
partout dans le monde mais il est particulièrement contraignant en Italie en termes de matériels.
Il existe en Italie des règles de connexion pour les utilisateurs actifs, comme pour ceux
possédant une installation PV. Ces règles incluent trois dispositifs:
Le dispositif général
Le dispositif d’interface
Le dispositif du générateur
Ces deux derniers ont la même fonction principale :
En cas de panne ou de valeurs anormales de tension et de fréquence sur le système, le
producteur ne pourra plus continuer à alimenter le réseau
40
5.4.2. Etude de sa nécessité
Le dispositif d’interface externe n’est pas forcément obligatoire et peut être intégré à
l’onduleur. Pour savoir s’il est nécessaire pour notre projet, j’ai repris mes outils techniques et je me
suis référé aux dispositifs de déconnexion.
En Italie, le dispositif d’interface externe est nécessaire pour les installations supérieures à
6kWc. La notre a une puissance de 375 kWc et celui-ci sera donc présent en plus de l’onduleur.
5.4.3. Etude de son placement
J’ai ensuite étudié son placement, car nous avons plusieurs choix pour celui-ci. Il peut être
placé avant ou après le transformateur du côté MT ou BT. Nous voulons minimiser le prix du projet et
après mon étude des différentes possibilités dans la norme, nous avons décidé de placer ce dispositif
côté BT en amont du transformateur. Ceci permet de le confondre avec le « dispositif du
générateur » (DDG) et de réduire les coûts.
(Lorsqu’on parle d’aval et d’amont, c’est pour le gestionnaire de réseau. On va donc d’amont en aval
du réseau aux panneaux).
CEI 82-25 (Guide photovoltaïque italien équivalent au guide français UTE C15-712-1)
Schéma correspondant à notre solution avec le DDI en BT.
Figure 25: Schéma normatif correspondant à notre solution [5]
41
Les caractéristiques du PI (protection d’interface) sur le schéma (27-59-81) correspondent
aux limitations suivantes :
o Tension maximale (59); 1,2 Vn avec un temps d’extinction < 170 ms
o Tension minimale (27); 0,7 Vn avec un temps d’extinction < 370 ms
o Fréquence maximale (81>); 50,3 Hz avec un temps d’extinction < 170 ms
o Fréquence minimale (81<); 49,7 Hz avec un temps d’extinction < 170 ms
Cette solution correspond à notre synoptique et celui-ci est donc valable.
CEI 0-16 (8.7. Règles techniques de connexion pour un utilisateur actif en MT) [6]
Voici les contraintes, à prendre en compte, lors de son installation dégagées de cette norme :
o Si le DDI est installé sur le niveau BT, il doit s'agir d'un disjoncteur avec bobine qui se
déclenche en l'absence d’une tension seuil réglable par l’utilisateur
o Pour les systèmes avec plusieurs générateurs, le dispositif d'interface doit
normalement être unique (MT ou BT) et doit pouvoir exclure en même temps tous
les générateurs.
o Si le système l’impose, l'utilisation de plusieurs protections d'interface est autorisée
(dans la limite d'une seule pour chaque générateur) ; pour ne pas dégrader la fiabilité
du système, la commande de déclenchement de chaque protection doit agir sur tous
les DDI présents sur l’installation, de sorte qu'une condition anormale détectée par
un unique SPI déconnecte tous les générateurs du réseau.
5.4.4. Notre synoptique
Voici ci-dessous, figure 26, le synoptique que le bureau d’étude a développé à la suite de
cette décision de confondre les 2 dispositifs. Nous retrouvons notre dispositif d’interface côté Basse
Tension. Il est équipé d’un contacteur demandé par la norme qui permet l’ouverture du circuit
lorsqu’on sort des plages de tension et de fréquence demandées. Il referme le circuit
automatiquement lorsqu’on revient aux valeurs exigées.
42
5.4.5. Redondance obligatoire du DDI
La précédente version de la CEI 0-21 a été publiée en Décembre 2011. Elle est donc encore
nouvelle pour Tenesol qui découvre certains de ces aspects sur les projets italiens en cours. Le
responsable de notre filiale italienne, avec qui nous travaillons en étroite collaboration pour les
projets italiens, a soulevé un problème que nous n’avions pas pris en compte.
Nous possédons un dispositif de protection d’interface qui, lorsque la fréquence ou la tension
sort des valeurs autorisées sur le réseau, déconnecte le système. Ce dispositif agit sur un contacteur
à bobine, ce qui permet la reconnexion automatique lorsque les valeurs rentrent dans les plages
autorisées.
La norme italienne oblige l’installateur à prévoir un
Figure 26: Synoptique développé par le bureau d'études
Figure 27: Dispositif d'interface équipé d'un contacteur
43
système de remplacement qui, en cas de dysfonctionnement du dispositif, déconnecterait
l’installation en moins de 0.5s et ne pourrait être reconnecté que manuellement. Il faut donc 2
dispositifs de coupure entre le système photovoltaïque et le réseau.
Par rapport à nos précédents travaux avec d’importants clients italiens, nous nous devons
d’assurer la reconnexion automatique du système dans la plupart des cas lorsqu’il ne s’agit que d’une
sortie brève des plages de tension ou de fréquence. Il ne faut donc pas que le système de
remplacement se déconnecte à chaque fois.
J’ai organisé une réunion dans laquelle j’ai présenté les contraintes auxquelles nous devons
faire face et quelle solution nous pouvons envisager avec nos fournisseurs.
Voici les trois contraintes auxquelles nous devons répondre :
Ouverture d’un des deux dispositifs en moins de 0.5s pour assurer la sécurité
Reconnexion automatique en cas de fonctionnement normal du premier dispositif
Reconnexion manuelle du dispositif de remplacement s’il est ouvert
Pour répondre à ces trois exigences, notre seule option est d’ouvrir le second dispositif
seulement lorsqu’il y a un problème sur la ligne ET lorsque le premier dispositif ne fonctionne pas,
mais ces deux informations doivent revenir suffisamment rapidement pour ouvrir le dispositif de
remplacement en moins de 0.5s.
Ceci implique la création d’un nouveau relais de protection d’interface qui n’est pas encore
sur le marché car les sociétés comme ABB, Schneider ou Areva ont elles aussi été prises de cours par
certaines évolutions de la norme italienne. Auparavant, seules les installations au-dessus de 20 kW
nécessitaient ce dispositif et le dispositif de remplacement n’était pas exigé. Aussi, nos clients
importants le prenaient en charge eux-mêmes. Maintenant, la limite est de 6kW et le dispositif de
remplacement obligatoire.
Nous avons donc, après cette étude du problème, contacté nos fournisseurs et exigé d’eux un
coffret pouvant répondre à nos attentes dictées par les normes et le client.
44
5.5. Choix du fournisseur du poste de transformation
Le cahier des charges pour le poste de transformation a été rédigé et envoyé aux différentes
entreprises par le chargé d’affaire Electricité de ce projet. Ces postes de transformation se
décomposent en deux cabines, une côté utilisateur et une autre côté gestionnaire du réseau (ENEL).
A la suite de cela, nous avons reçu des offres techniques de Schneider, ABB, CEP et SIET pour
les postes préfabriqués. Ces offres se chiffrent pour les deux cabines entre 50000 et 100000 euros.
En m’appuyant sur mon tableau, j’ai pris en compte :
Les normes transformateur italiennes respectées par les fournisseurs
Les caractéristiques principales comme le type de transformateur et le taux de pertes
Nous avons alors réalisé un tableau Excel qui compare les solutions proposées par les
différents fournisseurs. Ce tableau intègre les différences normatives que j’ai relevées. Les principaux
critères sont le prix, les délais, les aspects normatifs, les compétences du fournisseur sur le marché
italien. Finalement, nous avons décidé de faire confiance à CEP pour plusieurs raisons :
Son prix avantageux
Son expérience sur les chantiers en Italie.
Sa proposition d’un transformateur à huile avec des pertes C0-Bk qui correspondent à
des pertes à vide et des pertes en charge limitées
Figure 28: Cabine du poste de transformation
45
Voici une partie du tableau concernant les documents normatifs respectés par les offres des
fournisseurs. Les cases vertes indiquent les normes respectées.
Outil créé : Comparaison normative et technique des offres des fournisseurs du poste HTA
5.6. Mise à la Terre
Mon travail à ce sujet a commencé par une étude la partie 5-54 de la NF C-15100 traitant de
la partie mise à la Terre des installations. Dans ce chapitre, on retrouve notamment les sections des
conducteurs de Terre et des conducteurs de protection suivant le type d’installation. La norme
italienne est moins complète sur ces points et Tenesol fait donc le choix de suivre la norme française.
En m’appuyant sur notre synoptique, j’ai étudié dans la norme quelles devraient être la
section minimale de chaque conducteur en fonction de son placement. Voici ci-dessous une partie du
tableau réalisé :
Outil créé : Bilan des conformités de nos liaisons de mise à la Terre sur le synoptique
Figure 29: Comparaison normative des offres
46
Ce tableau concerne les différents conducteurs de mise à la Terre présents sur le synoptique.
Les 2 colonnes de gauche font référence à notre synoptique tandis que les 3 colonnes de droite les
comparent à la norme. Dans cette partie du tableau, nous retrouvons le câble principal, le câble pour
les modules PV et le câble de l’onduleur. Le bureau d’études a ensuite réalisé le synoptique final en
majorant les dimensions minimales que j’avais relevé.
5.7. Conformité avec les exigences des pompiers
Comme on l’a vu précédemment, lorsque les pompiers interviennent, le courant est toujours
présent côté DC et c’est pourquoi ils sont inquiets à l’idée d’intervenir sur des installations
photovoltaïques par manque de maîtrise. Par conséquent, nous devons, en Italie, leur fournir les
fiches techniques de nos composants (câbles, coffrets, modules…). Il faut surtout leur indiquer à
quelle norme ils font référence pour la tenue au feu et ce que garanti t cette norme. A la suite de
cela, ils valident ou non l’installation.
Outil créé : Assurance de la conformité des composants avec les normes au feu pour les pompiers
J’ai réalisé ce document qui a entrainé la validation de notre projet. Voici par exemple
l’assurance que nous leur avons fournie pour les câbles.
Figure 30: Synoptique étudié pour les câbles de mise à la Terre Figure 31: Partie du tableau réaliser pour dimensionner les sections de câbles
47
Réaction au feu des câbles AC et DC [7]
Cette aptitude est évaluée en deux classes :
Câbles catégorie C2, non propagateur de la flamme (selon la norme NF C 32-070). Pris
isolément et enflammés, ces câbles ne propagent pas la flamme et s’éteignent d’eux-mêmes.
Exemples : U 1000 R2V, H0-7 V-U, H0-7 V-R, H07 V-K.
Câbles catégorie C1, non propagateur de l’incendie (selon la norme NF C 32-070). Lorsqu’ils
sont enflammés, ces câbles ne dégagent pas de produits volatiles inflammables en quantité
suffisante pour donner naissance à un foyer d’incendie secondaire. Ils sont caractérisés par
une ignifugation renforcée au niveau de leur enveloppe et de leur gaine. Exemple : FR-N 07
X4X5-F
Tous nos câbles sont de catégorie C2, cette caractéristique a suffi pour rassurer les pompiers
italiens sur ces composants.
48
Conclusion
Lors de ce stage, la création d’outils techniques m’a permis de mettre au point une solution
pour l’exploitation et le suivi des normes électriques. Cette solution, qui demande d’être mise à jour
régulièrement pour suivre l’évolution des normes, apporte une organisation normative au bureau
d’étude. Cette organisation a pour principaux objectifs de leur assurer d’obtenir la bonne
information et de leur faire gagner du temps dans leurs études normatives. J’ai pu exploiter ma
solution sur différents projets et notamment le projet italien Helexia Leroy Merlin pour vérifier son
efficacité. L’accessibilité, la rapidité et donc la pertinence des outils et de l’organisation mis en œuvre
ont été démontrés. Celle-ci n’exclut pas la nécessité de réaliser d’autres études spécifiques au
contexte, au projet. Dans mon rôle de support normatif, j’avais également la charge de certaines de
ces études spécifiques.
Au sein du bureau d’étude systèmes connectés réseau, j’ai pu travailler en relation avec mon
tuteur, responsable du service, et avec les chargés d’affaires électricité afin de leur apporter un
support normatif. Ils sont fréquemment amenés à passer d’un projet à l’autre dans des délais très
courts et le fait d’apporter un support m’a également permis de basculer rapidement d’un point
technique à l’autre. Ceci m’a permis de me faire une idée plus précise de cette facette du métier
d’ingénieur et de sa capacité à s’adapter à des contextes et des projets très différents selon les
besoins.
Ce projet était une étape indispensable au lancement de l’organisation normative au
préalable quasi inexistante. La forte expansion du photovoltaïque entraine une forte évolution
normative, des harmonisations au niveau européen, international. Des mises à jour seront
nécessaires pour pouvoir s’adapter aux évolutions. J’ai d’ailleurs dû procéder à des mises à jour
d’outils pendant le stage. Mes travaux serviront de base à ce travail. Le projet est difficilement
chiffrable économiquement car il consiste en un ensemble de documents et un support technique
mais il fait gagner du temps sur les études normatives et ce temps gagné entraîne un bénéfice
économique. Par la suite, le travail effectué sera soumis au processus d’amélioration continue du
service et sera mis à jour régulièrement par Pierre LEGRAIN, ingénieur technique de Tenesol.
49
Bibliographie
Une grande partie de mon travail consistant à étudier des normes, les ouvrages consultés
sont très nombreux. Je ne fais donc pas état dans cette bibliographie de tous les documents étudiés
mais seulement de ceux qui sont cités dans le mémoire.
[1] UTE C15-712-1 Guide pratique. Installations photovoltaïques raccordées au réseau public de
distribution ; Union Technique de l’électricité (UTE), Guide UTE, p12, 2010
[2] UTE C61-740-52 Parafoudres basse tension - Parafoudres pour applications spécifiques incluant le
courant continu - Partie 52 : Principes de choix et d’application - Parafoudres connectés aux
installations photovoltaïques ; Union Technique de l’électricité (UTE), Guide UTE, p7-10, 2011
[3] IEC 61439-1 Ensemble d’appareillage à basse tension - Partie 1 : règles générales ; International
Electrotechnical Commission (IEC), norme IEC, p35-80, 2009
[4] Energie solaire photovoltaïque ; An, Wikipédia, 2012
[5] CEI 82-25 Guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti
elettriche di Media e Bassa Tensione ; Comitato Elettrotecnico Italiano (CEI), Guida CEI, p75, 2010
[6] CEI 0-16 Règles techniques de référence pour la connexion des utilisateurs actifs et passifs aux
réseaux HT et MT des sociétés de distribution d’énergie électrique ; Comitato Elettrotecnico Italiano
(CEI), Guida CEI, p96-98, 2008
[7] NF C32-070/A1 Conducteurs et câbles isolés pour installations - Essais de classification des
conducteurs et câbles du point de vue de leur comportement au feu ; Union Technique de
l’électricité (UTE), norme française, 2005
