Comment dimensionner un SPD DC pour un groupe solaire PV

Introduction : Le coût des erreurs

Imaginez la situation suivante : un parc solaire de taille moyenne, opérationnel depuis seulement deux ans, s'éteint soudainement. L'équipe d'exploitation se précipite et, après des heures de diagnostic, elle trouve le coupable. Il ne s'agit pas d'une panne de panneau ou d'un problème de logiciel. Il s'agit d'une panne catastrophique de trois onduleurs centraux, le cœur de l'opération. La cause première ? Une puissante surtension provenant d'un éclair proche, que les dispositifs de protection contre les surtensions (SPD), sous-dimensionnés et mal installés, étaient totalement incapables de gérer. Il en a résulté plus de $100 000 euros de matériel de remplacement et une semaine de perte de revenus de production, une leçon coûteuse sur l'importance d'un composant qui ne représente qu'une fraction du coût total du système.

Ce scénario n'est pas hypothétique ; c'est une réalité que l'on retrouve dans les installations solaires du monde entier. Comme le soulignent les analyses de l'industrie, les événements électriques, y compris les surtensions, sont l'une des principales causes de défaillance des équipements et d'immobilisation des systèmes. Un dispositif de protection contre les surtensions en courant continu n'est pas simplement un élément à cocher sur une liste de matériel ; c'est une police d'assurance essentielle pour la santé à long terme et le rendement financier de votre actif solaire. Pour l'ingénieur chargé de la conception du système et le responsable de l'achat des pièces, comprendre comment dimensionner, sélectionner et placer correctement ces dispositifs est un aspect non négociable d'une conception responsable du système. Ce guide fournit un processus définitif, étape par étape, pour y parvenir.

Partie 1 : La nature impitoyable de l'impôt sur le revenu des personnes handicapées Surtensions DC

Les systèmes photovoltaïques sont particulièrement vulnérables aux dommages causés par les surtensions. Leurs grands panneaux exposés agissent comme des antennes massives pour la foudre, tandis que les longs câbles de courant continu peuvent induire de puissantes surtensions transitoires lors d'un orage. Cependant, le facteur le plus important à comprendre est la différence fondamentale entre le courant alternatif et le courant continu.

Dans un système à courant alternatif, le courant passe naturellement par zéro 100 ou 120 fois par seconde. Ce passage par zéro constitue une brève fenêtre où un arc électrique peut s'éteindre. Dans un système à courant continu, ce passage par zéro n'existe pas. Une fois qu'un arc électrique en courant continu est initié - par exemple, à l'intérieur d'un dispositif de protection défaillant - il peut se maintenir, libérant une immense énergie thermique et créant un grave risque d'incendie.

C'est pourquoi un SPD classé AC ne doit jamais être utilisé dans une application DC. Comme le soulignent les guides d'experts sur le sujet, les disjoncteurs à courant alternatif ne disposent pas des mécanismes spécialisés d'extinction d'arc nécessaires pour interrompre en toute sécurité un courant de défaut continu, ce qui entraîne une défaillance catastrophique. Un dispositif de protection contre les défauts en courant continu est conçu pour faire face à la nature implacable du courant continu. Sa fonction principale peut être comparée à celle d'une soupape de sûreté : elle reste passive en fonctionnement normal, mais s'ouvre en quelques nanosecondes lorsqu'elle détecte une pointe de tension dangereuse, détournant en toute sécurité le courant de surtension dommageable vers la terre. Cette action “pince” la tension du système à un niveau sûr, protégeant l'électronique sensible de l'onduleur et d'autres composants.

Partie 2 : Calculs de dimensionnement étape par étape

Le dimensionnement d'un DC SPD est une tâche d'ingénierie précise. Il nécessite une approche systématique basée sur les caractéristiques électriques de votre réseau photovoltaïque et les conditions environnementales du site. Le respect de la méthodologie décrite dans des normes telles que la CEI 61643-32 garantit un schéma de protection sûr et efficace.

Étape 1 : Calcul de la tension maximale de fonctionnement continu (MCOV / Uc)

Le MCOV (souvent désigné par Uc ou Ucpv) est le paramètre le plus critique. Il définit la tension continue maximale que le SPD peut supporter en permanence sans s'activer. Si le MCOV est trop bas, le SPD considérera les fluctuations normales de la tension du système comme un défaut, ce qui entraînera une usure prématurée et une défaillance. S'il est trop élevé, ses performances de protection seront compromises.

Le MCOV doit être supérieur à la tension maximale possible en circuit ouvert (Voc) du champ solaire. Il ne s'agit pas de la tension dans les conditions d'essai standard (STC), mais de la tension dans les températures les plus froides prévues sur le site, car la tension augmente lorsque la température baisse.

La formule est la suivante : MCOV ≥ 1,25 × Voc(max)

Où ?

• Voc(max) est la tension maximale de la chaîne, ajustée pour la température historique la plus basse sur le site d'installation.
• Le 1.25 est une marge de sécurité essentielle pour tenir compte des fluctuations de tension et des tolérances de fabrication.

Prenons un exemple :

• Le système : Une chaîne de 20 modules photovoltaïques.
• Spécifications du module : Voc à STC = 41,5V ; coefficient de température de Voc = -0,28%/°C.
• État du site : Température ambiante la plus basse prévue = -10°C.
• Voc max. de la corde à STC : 20 modules × 41,5V = 830V.

Il faut d'abord calculer la valeur de la Voc pour un seul module :
Voc(-10°C) = 41,5V × (1 + (-0,0028/°C) × (-10°C - 25°C))
Voc(-10°C) = 41,5V × (1 + 0,098) = 45,58V

Ensuite, il faut trouver la tension maximale de la chaîne :
Voc(max) = 20 modules × 45,58V = 911,6V

Enfin, déterminez le MCOV requis pour le DOCUP :
MCOV ≥ 1,25 × 911,6V = 1139,5V

Dans ce cas, vous sélectionnerez un DOCUP avec la prochaine valeur standard de MCOV qui est supérieure ou égale à cette valeur, par exemple un modèle 1200V ou 1500V .

Étape 2 : Déterminer le niveau de protection de la tension (Up)

Le niveau de protection de la tension (Up) indique la tension résiduelle qui traversera le SPD et atteindra votre équipement lors d'une surtension. Il s'agit d'une mesure de l'efficacité de la protection contre la surtension.

La règle est simple : la valeur Up du SPD doit être inférieure à la tension de tenue aux chocs (Uw) de l'équipement.

Une marge de sécurité d'au moins 20% est recommandée comme meilleure pratique (Up ≤ 0,8 × Uw). Les onduleurs et autres appareils électroniques photovoltaïques ont généralement un Uw d'environ 2,5kV à 4kV. Si un onduleur a un Uw de 2,5kV, vous aurez besoin d'un SPD avec un Haut de la page bien en dessous de 2,5kV, idéalement inférieur ou égal à 2,0kV.

A retenir : Lorsque l'on compare deux DOCUP égaux par ailleurs, celui qui a le taux le plus bas est celui qui a le taux le plus élevé. Haut de la page offre une meilleure protection.

Étape 3 : Spécifier la capacité de courant de décharge (In, Imax, Iimp)

Ce paramètre définit la robustesse et la durée de vie du DOCUP.

• Courant de décharge nominal (In) : Le courant de crête qu'un dispositif de protection solaire peut supporter pendant un certain nombre de surtensions (généralement 15 à 20) sans tomber en panne. Il s'agit d'une mesure de la durabilité. Un commun En pour les SPD de type 2 utilisés dans les systèmes photovoltaïques est de 20 kA.
• Courant de décharge maximal (Imax) : Le courant de surtension unique maximal qu'un dispositif de protection solaire peut supporter en une seule fois sans être détruit. Il s'agit d'une mesure de robustesse. Il est généralement deux fois plus élevé que le En (par exemple, 40 kA).
• Courant de décharge par impulsion (Iimp) : Ce classement est spécifique aux SPD de type 1 et teste leur capacité à gérer une partie d'un coup de foudre direct, en utilisant une forme d'onde plus sévère de 10/350µs.

Les valeurs nominales requises dépendent du risque d'exposition à la foudre du site et du type de SPD utilisé. Pour la plupart des applications côté courant continu au niveau de l'onduleur ou de la boîte de raccordement, un SPD Le SPD de type 2 avec In = 20kA et Imax = 40kA est un choix standard et fiable. .

Un flux de travail simplifié pour le dimensionnement d'un DC SPD basé sur les paramètres clés du système et du site.

Partie 3 : Choisir la bonne technologie

Au-delà des caractéristiques électriques, la technologie interne du SPD est importante. Les deux principales technologies utilisées sont les varistances à oxyde métallique (MOV) et les tubes à décharge (GDT), de nombreux SPD modernes utilisant une approche hybride.

Comparaison 1 : DOCUP de type 1 et DOCUP de type 2

Le choix le plus fondamental est celui d'un DOCUP de type 1 ou de type 2, qui détermine son application et sa robustesse.

Pour le côté CC d'une installation solaire typique, Les SPD de type 2 sont le choix standard pour l'installation dans les boîtes de raccordement et à l'entrée CC de l'onduleur.  Un dispositif de type 1 peut être nécessaire au niveau de l'agrégateur principal de courant continu si le site est équipé d'un système de paratonnerre externe. 

Comparaison 2 : Technologie MOV vs. GDT

A retenir : De nombreux SPD à courant continu de haute performance sont des dispositifs hybrides. Ils combinent un MOV pour sa rapidité de réponse et un GDT pour ses capacités de traitement et d'isolation des hautes énergies. Ils tirent parti des atouts des deux technologies pour offrir une protection supérieure.

Partie 4 : Installation stratégique : Où et comment

Un dispositif de sécurité parfaitement dimensionné ne sert à rien s'il est mal installé. L'emplacement et le câblage sont tout aussi importants que les spécifications de l'appareil. Une stratégie de protection en “cascade” ou en couches est la meilleure pratique, en installant des disjoncteurs aux transitions clés du système.

Pour le côté DC, les deux emplacements les plus critiques sont les suivants :

1. Dans la boîte du combinateur de chaînes.
2. A l'entrée DC de l'onduleur central/de chaîne.

Cette approche stratifiée est guidée par le “Règle des <10 mètres”.” une norme industrielle largement adoptée. Cette règle stipule que si la longueur du câble DC entre le SPD et l'équipement qu'il protège (par exemple, entre la boîte de raccordement et l'onduleur) est de plus de 10 mètres (environ 33 pieds), un deuxième disjoncteur doit être installé à l'extrémité de l'équipement. En effet, les longs câbles ont une inductance plus élevée, ce qui peut entraîner des tensions induites importantes lors d'une surtension, annulant la protection d'un disjoncteur éloigné.

En outre, la longueur de l'avance est primordiale. Les fils reliant le SPD aux bornes positives, négatives et de terre doivent être aussi courts et droits que possible. Chaque pouce de fil ajoute de l'inductance, ce qui augmente l'intensité effective du courant. Haut de la page de l'appareil. Les fils longs et en boucle peuvent facilement ajouter suffisamment de tension pour rendre le dispositif inefficace.

Diagramme montrant l'emplacement recommandé des SPD sur les côtés DC et AC d'un système PV, en tenant compte de la règle des 10 mètres.

Partie 5 : Entretien et dépannage

Les SPD DC sont conçus pour être des dispositifs sacrificiels. Ils absorbent l'énergie dommageable pour protéger des équipements plus précieux. La plupart des disjoncteurs modernes sont dotés d'un simple indicateur d'état visuel, souvent une petite fenêtre sur la face avant de l'appareil.

• Vert : Le DOCUP est sain et offre une protection.
• Rouge : Le DOCUP a atteint sa fin de vie et n'offre plus de protection.

Ce qu'il faut retenir : Un indicateur rouge signifie que les composants de protection internes (comme le MOV) se sont déconnectés en raison d'une dégradation ou d'une surtension importante. L'appareil a fait son travail et doit être remplacé immédiatement pour rétablir la protection.

Ces indicateurs doivent être vérifiés dans le cadre d'une visite de routine d'exploitation et de maintenance (O&M). De nombreux SPD sont dotés de modules enfichables, ce qui permet de les remplacer rapidement et facilement sans avoir à recâbler l'ensemble de l'unité de base.

Partie 6 : Questions fréquemment posées (FAQ)

1. Mon onduleur est équipé de SPD intégrés. Ai-je encore besoin de dispositifs externes ?
Oui. Bien que les disjoncteurs intégrés offrent une bonne base, ils constituent souvent un dernier niveau de protection. Les disjoncteurs externes installés dans les combinateurs constituent la première ligne de défense, plus robuste, en absorbant l'essentiel d'une surtension avant qu'elle n'atteigne l'onduleur.

2. De combien de DOCUP ai-je besoin pour mon système ?
Cela dépend de la configuration et de la taille du système. Au minimum, il en faut un à l'entrée principale du combinateur DC/de l'onduleur. Pour les systèmes plus importants avec plusieurs boîtiers combinateurs de chaînes et des câbles de plus de 10 mètres, vous aurez besoin de SPD supplémentaires sur chaque boîtier et sur l'onduleur central, en suivant le principe de la protection en cascade.

3. Que se passe-t-il si j'utilise un SPD AC du côté DC ?
Il tombera en panne, probablement de manière catastrophique et dangereuse. Il n'a pas la capacité d'éteindre un arc en courant continu, ce qui peut entraîner une surchauffe de l'appareil et un incendie lorsqu'il tente de fonctionner.

4. Que signifie réellement l'indice MCOV (Uc) ?
Il s'agit de la tension continue maximale que le SPD peut supporter sans conduire. La sélection d'un MCOV qui est au moins 1,25 fois la tension maximale par temps froid du réseau est essentielle pour éviter les déclenchements intempestifs et les pannes prématurées.

5. Pourquoi la règle des 10 mètres est-elle si importante ?
Les câbles longs ont une inductance élevée. Lors d'une surtension rapide, cette inductance crée une chute de tension importante le long du câble, ce qui augmente la tension de serrage du disjoncteur. Si le câble est trop long, cette tension supplémentaire peut suffire à endommager l'équipement que vous essayez de protéger.

6. Dois-je choisir un DOCUP ayant l'indice Imax le plus élevé ?
Pas nécessairement. Alors qu'un Imax élevé indique la robustesse, le courant de décharge nominal (In) est un meilleur indicateur de la durabilité et de la durée de vie. Pour la plupart des applications photovoltaïques, un SPD de type 2 avec In=20kA / Imax=40kA est un choix équilibré et standard.

7. Le système de mise à la terre a-t-il une incidence sur mon choix de DOCUP ?
Absolument. Le SPD dévie le courant de surtension vers la terre, de sorte qu'un système de mise à la terre à faible impédance est essentiel pour qu'il fonctionne efficacement. La configuration de la mise à la terre du système (par exemple, mise à la terre positive ou négative, flottante) dicte également le schéma de connexion spécifique du SPD nécessaire.

8. Quelles certifications dois-je rechercher ?
Assurez-vous que le SPD est certifié conforme aux normes en vigueur. Pour les applications photovoltaïques, recherchez la conformité à la norme IEC 61643-31 ou UL 1449. Ces certifications garantissent que le dispositif a été testé en termes de sécurité et de performances dans des scénarios spécifiques à l'énergie solaire.

Conclusion : Un investissement essentiel

Le dimensionnement et la sélection d'un SPD DC n'est pas une tâche triviale. Il s'agit d'un processus systématique qui met en balance les paramètres électriques, les conditions environnementales et l'emplacement stratégique. Comme nous l'avons vu, les principaux enseignements sont clairs :

• Calculer le MCOV à l'aide d'une valeur corrigée de la température. Voc(max) et un facteur de sécurité.
• Choisir un Haut de la page bien en dessous de la tension de résistance de votre équipement.
• Utiliser une stratégie en cascade, en respectant la règle des 10 mètres.
• Les fils de connexion doivent être aussi courts que possible.
• Inspecter régulièrement les indicateurs d'état.

Le coût initial d'un SPD DC de haute qualité, correctement spécifié, est minuscule comparé au coût d'un onduleur de remplacement et aux pertes de production associées. En considérant la protection contre les surtensions comme l'investissement critique qu'elle est, vous protégez l'intégrité opérationnelle et la viabilité financière de votre projet solaire pour les décennies à venir.