Dimensionnement d’un système photovoltaïque
Pars de la consommation annuelle ou de la puissance souhaitée et découvre à titre indicatif combien de kWp il te faut, combien de panneaux, quel onduleur et comment dimensionner le câble à courant continu selon I7-2011.
De la consommation aux kWp
Les étapes du dimensionnement d’un système PV résidentiel, en bref.
La puissance installée nécessaire (kWp)
Divise la consommation annuelle cible par le rendement spécifique du site. En Roumanie, le rendement indicatif est de ~1100–1200 kWh produits par an pour chaque kWp installé, selon l’orientation, l’inclinaison et les ombrages.
kWp = consommation annuelle (kWh/an) ÷ rendement spécifique (kWh/kWp/an)
Le nombre de panneaux
Le nombre de panneaux résulte de la puissance installée rapportée à la puissance d’un panneau. On arrondit à l’entier supérieur, puis la puissance réelle du système se recalcule sur le nombre entier de panneaux.
nombre de panneaux = (kWp × 1000) ÷ puissance panneau (Wp) → arrondi à l’entier supérieur
La puissance de l’onduleur (rapport onduleur/panneaux)
L’onduleur se choisit par un rapport à la puissance des panneaux. Typiquement 0,8–1,0 ; usuellement ~0,9, c’est-à-dire un léger « surdimensionnement » de panneaux (oversize DC). Un rapport inférieur à 1 écrête les rares pointes d’hiver/été mais augmente l’énergie annuelle totale ; un rapport supérieur à 1 est rarement justifié.
puissance onduleur (kW) = puissance panneaux (kWp) × rapport (0,8…1,0)
Le câble à courant continu (DC)
Côté courant continu, le courant de court-circuit est très proche du courant de service, donc un fusible ordinaire ne peut pas faire la différence entre un défaut et un fonctionnement normal. C’est pourquoi le câble de la chaîne se dimensionne avec un courant admissible d’au moins 1,25 × Isc (STC) en tout point — la condition sous laquelle I7-2011 Art. 7.11.11 n’exige plus de protection contre la surcharge sur ce câble. Ce n’est pas un minimum de dimensionnement imposé, mais le seuil à partir duquel la dispense s’applique.
I dimensionnement câble DC = 1,25 × Isc (STC)
Batterie et autoconsommation
La batterie se dimensionne selon la consommation journalière moyenne et le nombre de jours d’autonomie souhaité. L’autoconsommation (le pourcentage d’énergie utilisé directement dans la maison) influence l’économie réelle — le reste est injecté dans le réseau. Toutes les valeurs sont indicatives ; le dimensionnement final se fait avec le fabricant des équipements.
Ce que veut dire STC et pourquoi tu ne retrouves jamais ces valeurs sur un toit
Tous les chiffres de l’étiquette du panneau sont mesurés dans les conditions standard de test (STC) : 1000 W/m², température de cellule 25 °C, masse d’air AM 1,5. En été la cellule monte à 60–70 °C, en hiver elle descend à −15 °C — et à ce moment-là la tension n’est plus celle de l’étiquette. Il existe aussi les conditions NOCT (800 W/m², air 20 °C, vent 1 m/s, circuit ouvert), plus proches de la réalité.
Série ou parallèle — ce qui s’additionne
En série, les tensions s’additionnent et le courant reste celui d’un seul module ; en parallèle, les courants s’additionnent et la tension reste celle d’un module. La condition, dans les deux cas : des modules identiques. Dans une chaîne, le module le plus faible impose le courant de toute la chaîne — c’est pour ça qu’une seule cellule à l’ombre tire toute la file vers le bas.
Ce que produit vraiment ton champ de modules
Coordonnées, inclinaison, orientation — et la production mensuelle mesurée sur ta zone, pas une moyenne trouvée sur internet.
Le rendement spécifique varie de plusieurs centaines de kWh/kWp entre un pan sud et un pan ouest, entre 20° et 40° d’inclinaison, entre la plaine et la montagne. Ici, on n’estime pas au doigt mouillé : on demande les chiffres à PVGIS, l’outil du Centre commun de recherche de la Commission européenne, qui travaille sur des climatologies mesurées par satellite sur des dizaines d’années. Renseigne les champs et appuie sur le bouton.
Câbles, onduleur, encrassement, vieillissement. PVGIS retient 14 % par défaut, une valeur raisonnable pour un système neuf et propre.
Inclinaison optimale indicative pour cette latitude : 46° (la règle du cours — autour de l’angle de la latitude).
En dessous de 45°, la neige ne glisse plus toute seule. Là où il neige beaucoup, le cours demande au moins cette pente, même si tu perds quelques pour cent de production annuelle.
Les chiffres viennent de PVGIS (Commission européenne, JRC) — climatologie pluriannuelle, usage non commercial. C’est une bonne estimation de la moyenne, pas une garantie pour une année donnée : une année nuageuse ou un hiver avec de la neige sur les modules font baisser la production réelle.
Dimensionnement de la chaîne (string)
Trois critères, dans cet ordre : puissance, tension, courant.
La tension inscrite sur l’étiquette du panneau vaut à 25 °C. À −15 °C, la tension à vide augmente d’environ 10 %, et si la chaîne dépasse la tension maximale de l’onduleur, l’onduleur est détruit. En été, avec la cellule chaude, la tension baisse et la chaîne peut tomber sous la fenêtre MPPT — l’onduleur démarre tard, ou pas du tout. La vérification se fait donc deux fois : à froid et à chaud.
- 1. La puissance — la puissance des panneaux se tient entre 80 % et 120 % de la puissance de l’onduleur.
- 2. La tension — Uoc à la température minimale × le nombre de modules doit rester sous la tension DC maximale ; Umpp à cellule chaude doit rester au-dessus du seuil bas de la fenêtre MPPT.
- 3. Le courant — Impp et Isc des chaînes doivent tenir dans ce qu’accepte l’entrée MPPT.
Panneau — données de la fiche technique (STC)
Les fiches techniques impriment le coefficient sous l’une ou l’autre de ces trois formes. Choisis celle qui figure sur ta fiche — la conversion, c’est le calculateur qui la fait, en rapportant chaque coefficient à sa tension de référence.
Le signe n’a pas d’importance : au silicium, la tension baisse toujours quand la température monte, donc un coefficient écrit sans signe est utilisé lui aussi comme négatif.
Onduleur — données de la fiche technique
La puissance panneaux maximale que la fiche technique de l’onduleur admet sur une seule chaîne. Si la fiche la donne par entrée MPPT et que tu mets deux chaînes sur la même entrée, divise-la d’abord par deux. Laisse vide si la fiche ne la déclare pas — dans ce cas le critère ne s’applique pas.
Emplacement et configuration
Résultat
Compatible, mais avec réserves
Vérifications
Uoc de la chaîne à la température minimale
473,2 V, sous la limite de 950 V — l’onduleur tient même par le matin le plus froid.
Umpp de la chaîne à cellule chaude
267,2 V au-dessus du seuil de 200 V — la chaîne reste dans la fenêtre MPPT même en été.
Umpp de la chaîne à la température minimale
395,3 V sous 800 V — la chaîne travaille dans la fenêtre MPPT toute l’année.
Courant de service à l’entrée MPPT
10,4 A, sous la limite de 11 A.
Courant de court-circuit à l’entrée
11,7 A, sous les 16 A admis en court-circuit.
Rapport puissance panneaux / puissance onduleur
1,17 — dans la plage usuelle 0,8…1,2.
Seuil 120 V DC (TBTS/TBTP)
Uoc de la chaîne aux conditions STC = 401 V, au-dessus de 120 V. En protection par TBTS/TBTP, Uoc(STC) ne doit pas dépasser 120 V DC.
Modules de classe II
Uoc de la chaîne au-dessus de 120 V : des modules de construction classe II ou à isolation équivalente sont recommandés.
La tension maximale du module
473,2 V, sous la tension maximale du système déclarée par le fabricant du module (1000 V).
1.Corriger la tension à vide pour le matin le plus froid
formule :Uoc(T) = Uoc(STC) × (1 + β/100 × (T − 25))
avec tes chiffres :Uoc(-15°C) = 40,10 × (1 + (-0,45/100) × (-15 − 25))
résultat : 47,32 V par module
Le coefficient est négatif et la température est sous 25 °C, donc le produit ressort positif : la tension monte. C’est le cas qui détruit l’onduleur.
2.Trouver combien de modules tiennent dans la tension maximale
formule :n_max = U_DC,max / Uoc(T_min)
avec tes chiffres :n_max = 950 / 47,32 = 20,08
résultat : 20 modules
On arrondit à l’entier INFÉRIEUR — un module de plus, c’est le dépassement de la tension maximale, et là il n’y a aucune tolérance à négocier.
3.Corriger la tension de service pour la cellule chaude
formule :Umpp(T) = Umpp(STC) × (1 + β/100 × (T − 25))
avec tes chiffres :Umpp(70°C) = 33,50 × (1 + (-0,45/100) × (70 − 25))
résultat : 26,72 V par module
4.Trouver le nombre minimal de modules
formule :n_min = U_MPPT,min / Umpp(T_max)
avec tes chiffres :n_min = 200 / 26,72 = 7,49
résultat : 8 modules
On arrondit à l’entier SUPÉRIEUR. Si le fabricant déclare aussi une tension de démarrage, le minimum est le plus sévère des deux seuils — sinon l’onduleur est « dans la fenêtre », mais il ne démarre pas.
5.Vérifier en tension la chaîne retenue
formule :Uoc,str(T_min) = n × Uoc(T_min) ≤ U_DC,max
avec tes chiffres :10 × 47,32 = 473,2 V vs 950 V
résultat : dans la limite
6.Vérifier le courant sur l’entrée MPPT
formule :I_MPPT = Impp × n_str ≤ I_DC,max
avec tes chiffres :10,42 × 1 = 10,42 A vs 11,0 A
résultat : dans la limite
7.Vérifier le rapport puissance panneaux / puissance onduleur
formule :DC/AC = P_PV / P_AC
avec tes chiffres :(10 × 1 × 350 / 1000) / 3,00 = 3,50 / 3,00
résultat : 1,17
La plage usuelle du cours est 0,8…1,2. Au-dessus, tu écrêtes les pointes de production ; en dessous, tu paies de l’onduleur que tu n’utilises pas.
8.Calculer le courant de dimensionnement du câble à courant continu
formule :I_b = 1.25 × Isc(STC)
avec tes chiffres :1.25 × 11,15
résultat : 13,94 A
Art. 7.11.11 : si l’Iz du câble vaut au moins 1,25 × Isc(STC) en tout point, aucune protection contre la surcharge n’est plus nécessaire sur le câble de la chaîne.
9.Trouver combien de chaînes tiennent sur l’onduleur
formule :n_str = min( 1.2 × P_AC / P_str,max ; I_DC,max / Impp )
avec tes chiffres :d’après le courant d’entrée : 1
résultat : 1
Deux critères indépendants : le budget de puissance de l’onduleur divisé par la puissance admise par chaîne, et le courant d’entrée maximal divisé par le courant d’une chaîne. Le plus sévère l’emporte. C’est une estimation de budget — le nombre réel d’entrées MPPT, c’est la fiche technique qui le donne.
Art. 7.11.17: „Modulele PV pot fi conectate în serie până la tensiunea de funcționare maximum permisă a modulelor PV (U a lanțurilor PV) și invertorului PV, dar cea mai mică dintre cele două valori. OC STC Specificațiile pentru acest echipament trebuie obținute de la fabricantul echipamentului (fig. 7.11.1 și 7.11.2).” Art. 7.11.17 : « Les modules PV peuvent être connectés en série jusqu’à la tension de fonctionnement maximale admise des modules PV (U OC STC des chaînes PV) et de l’onduleur PV, mais la plus faible des deux valeurs. » La lettre de la norme se rapporte à Uoc dans les conditions standard ; le calculateur, lui, vérifie la chaîne à Uoc corrigée à la température minimale de calcul — un critère plus couvrant, parce qu’en hiver, à vide, la tension réelle est plus élevée que celle de l’étiquette.
Art. 7.11.18: „Dacă se utilizează diode de blocare, tensiunea lor nominală inversă trebuie să fie de 2U a OC STC lanțului PV. Diodele de blocare trebuie conectate în serie cu lanțurile PV.” Le chiffre ci-dessus est 2 × Uoc (STC) de la chaîne : l’Uoc de l’étiquette du panneau multiplié par le nombre de modules, à 25 °C — l’article se rapporte aux conditions standard, pas à la température minimale de dimensionnement. Les diodes ne sont pas obligatoires ; la condition ne s’applique que si tu choisis d’en mettre.
Dans l’extrait du Monitorul Oficial, les indices se trouvent sur une ligne à part, ils apparaissent donc ici en ligne : « 2U a OC STC » se lit 2 × Uoc(STC), et « U a OC STC » se lit Uoc(STC).
Le calcul utilise la correction linéaire en température : X(T) = X_STC × (1 + coef/100 × (T − 25)). Les coefficients par défaut (−0,45 %/°C sur la tension) sont ceux enseignés au cours pour les modules au silicium cristallin ; remplace-les par les valeurs de la fiche technique de ton panneau. La température minimale de calcul se prend dans les données météo de la région, pas à vue de nez.
Câble, fusible de chaîne et pertes
Côté courant continu, on travaille uniquement en cuivre, en deux sections : 4 et 6 mm².
Une chaîne PV a une particularité dangereuse : le courant de court-circuit dépasse à peine le courant normal de service. Un fusible ordinaire ne « voit » jamais le défaut. C’est pourquoi l’I7 n’exige pas de protection contre la surcharge si tu respectes la condition de courant admissible, et le fusible de chaîne se choisit coincé entre deux seuils.
Cheminement du câble DC
Le courant admissible se prend dans la fiche du câble solaire ; la valeur par défaut (31 A pour 6 mm² cuivre) est celle du tableau utilisé par le reste de l’application, pour une pose encastrée — un câble solaire à l’air libre supporte davantage.
Résultat
Le cours n’emploie de fusibles de chaîne, en règle générale, qu’au-delà de quatre chaînes dans tout le système — si l’onduleur a plusieurs entrées MPPT, compte-les toutes, pas seulement celles de cette entrée. De toute façon, l’Art. 7.11.11 renonce à la protection contre les surcharges si Iz ≥ 1,25 × Isc(STC).
Le fusible doit fondre à deux fois le courant de court-circuit aux conditions STC, donc le calibre se choisit sous 2 × Isc. Sur les chaînes à faible courant, il n’existe aucun calibre qui tienne entre les deux seuils — et c’est un résultat correct, pas une erreur de calcul.
Côté courant alternatif, le calcul de section part d’une chute de 3 % par rapport à la tension nominale du réseau.
Règles de travail côté courant continu
- Cuivre uniquement — l’aluminium ne s’utilise pas côté courant continu dans les systèmes photovoltaïques.
- Les sections retenues entre les panneaux et jusqu’à l’onduleur sont 4 mm² et 6 mm² — la limitation vient des connecteurs.
- Câble solaire à double isolation, normalisé pour 1000 V ou 1500 V DC ; il n’existe pas de câble DC de 500 V.
- Le courant de calcul des pertes est celui au point de puissance maximale (Impp), pas le courant de court-circuit.
- Dans le calcul des pertes entrent aussi les câbles d’usine des modules (en général 2 × 0,3 m par panneau, 4 mm²), pas seulement le câble principal.
- L’onduleur se place au plus près des panneaux : côté DC tu es limité à 4 et 6 mm², côté AC tu peux prendre n’importe quelle section.
- Il n’existe pas de distance maximale normalisée — seulement l’obligation d’adapter la section au courant et à la longueur.
- Si tu poses des fusibles de chaîne à l’extérieur de l’onduleur, vérifie-les par rapport à ceux qui sont à l’intérieur : beaucoup d’onduleurs ont déjà des fusibles sur les entrées, et si les tiens sont plus gros, ce sont ceux de l’onduleur qui fondent en premier — justement ceux que tu ne remplaces pas facilement.
- Côté production, le facteur de simultanéité vaut toujours 1. Chez les récepteurs, tu as l’habitude de compter que tout ne tourne pas en même temps ; les panneaux, eux, produisent tous en même temps, par définition — donc la protection en amont d’une boîte de jonction se dimensionne sur la somme réelle des circuits qu’elle regroupe, et non sur une fraction de celle-ci.
1.Choisir le calibre du fusible de chaîne
formule :1.25 × Isc ≤ In < min( Iz ; 2 × Isc )
avec tes chiffres :1.25 × 11,15 = 13,94 A ≤ In < min(31 ; 22,30) = 22,30 A
résultat : In = 16 A
Il doit être au-dessus de 1,25 × Isc, pour ne pas déclencher au courant normal de service, mais sous le courant admissible du câble, pour le protéger.
2.Additionner la chute de tension sur les tronçons
formule :ΔU = Σ 2 × L × I / (γ × S)
avec tes chiffres :2×6×10,42/(56×4) + 2×20×10,42/(56×6)
résultat : 1,80 V (0,54 %)
Le facteur 2 est là pour l’aller-retour, et γ = 56 est la conductivité du cuivre. Le cours recommande de rester sous 1 % côté courant continu.
3.Calculer la puissance perdue dans les câbles
formule :P = ΔU × I
avec tes chiffres :1,80 × 10,42
résultat : 18,7 W
Formule utilisée : ΔU = Σ 2·L·I / (γ·S), avec γ = 56 m/(Ω·mm²) pour le cuivre — exactement la constante « 56 » de la formule enseignée au cours, et la même valeur que celle utilisée par le moteur de chute de tension de l’application.
Dimensionne ton système
Saisis les données et vois instantanément la puissance, les panneaux, l’onduleur et le câble DC.
Paramètres du système
Isc (STC) est le courant de court-circuit d’une chaîne PV, issu de la fiche technique du panneau ; il sert au dimensionnement du câble à courant continu (1,25 × Isc).
Résultat indicatif
Attention — partie à courant continu
L’équipement PV de la zone à courant continu reste sous tension même après déconnexion côté courant alternatif (I7-2011 Art. 7.11.4). Les travaux ne sont réalisés que par du personnel autorisé, avec l’interrupteur-sectionneur DC ouvert.
Les résultats sont indicatifs (conditions standard STC) et ne remplacent pas le projet technique. Le rendement spécifique, l’autoconsommation et la production réelle dépendent du site, de l’orientation, de l’inclinaison, des ombrages et des équipements. Le dimensionnement final de l’onduleur, des câbles et des protections est réalisé par l’électricien qualifié, avec les données des fiches techniques.
Exigences pour les installations photovoltaïques (chap. 7.11)
Les prescriptions particulières de I7-2011, conformes à SR HD 60364-7-712.
La zone DC est toujours sous tension
L’équipement PV de la zone à courant continu doit être considéré sous tension même lorsque le système est déconnecté côté courant alternatif (Art. 7.11.4) — les panneaux produisent tant qu’il y a de la lumière, tu n’as aucun interrupteur pour les arrêter. La mise à la terre d’une partie conductrice active de la zone à courant continu n’est admise que s’il existe au moins une séparation simple entre la zone à courant continu et celle à courant alternatif (Art. 7.11.3) ; c’est une condition pour la mise à la terre, pas une obligation générale d’avoir une séparation — les installations sans séparation sont traitées plus bas.
DDR de type B en l’absence de séparation
Lorsque l’installation comporte un système PV sans au moins une séparation simple entre la zone à courant alternatif et celle à courant continu, le dispositif différentiel résiduel (DDR) prévu pour la protection en cas de défaut par coupure automatique doit être de type B (Art. 7.11.7). Si l’onduleur ne permet pas le passage du courant continu de défaut, le DDR n’est plus nécessaire (Art. 7.11.8).
Le câble DC et l’équipotentialité
Sur les câbles des chaînes et des groupes PV, aucune protection contre la surcharge n’est prévue si le courant admissible maximal du câble est d’au moins 1,25 × Isc (STC) en tout point (Art. 7.11.11). Les conducteurs d’équipotentialité de protection se posent en parallèle et au contact le plus étroit possible des câbles à tension continue, à tension alternative et de leurs accessoires (Art. 7.11.25) — pas « quelque part à proximité », mais collés au tracé, pour que la boucle reste petite.
Interrupteur-sectionneur et séparation pour la maintenance
Sur la zone à courant continu de l’onduleur, on prévoit un interrupteur-sectionneur (Art. 7.11.23). Pour la maintenance de l’onduleur, des moyens de séparation doivent être prévus tant vis-à-vis du courant continu que de la zone à courant alternatif (Art. 7.11.21).
Étiquettes d’avertissement et câbles DC
Toutes les boîtes de jonction — de générateur comme de groupe — portent une étiquette d’avertissement indiquant que les parties actives à l’intérieur peuvent rester sous tension même après la séparation de l’onduleur (Art. 7.11.24). C’est l’étiquette qui sauve celui qui ouvrira la boîte dans deux ans, quand tu ne seras plus dans les parages. Les câbles DC des chaînes, ceux des groupes et le câble principal se choisissent et se posent de manière à réduire au minimum le risque de défaut à la terre et de court-circuit — en pratique, par des câbles unipolaires sous gaine (Art. 7.11.20).
Ce qui n’est PAS admis côté courant continu
Les mesures de protection par emplacements non conducteurs et par liaisons d’équipotentialité locale ne sont pas admises dans la zone à courant continu (Art. 7.11.10) ; pour la protection en cas de défaut, on privilégie l’isolation de classe II ou équivalente (Art. 7.11.9). Et les modules s’installent de façon à assurer une dissipation de la chaleur dans les conditions de rayonnement solaire maximal local (Art. 7.11.19) — pas plaqués contre la couverture, aussi net que le rendu puisse paraître.
Le câble c.a. de l’onduleur ne se raccorde pas n’importe où
Côté tension alternative, le câble d’alimentation PV — celui qui va des bornes c.a. de l’onduleur à l’installation du bâtiment — se raccorde au dispositif de protection par coupure automatique des circuits qui alimentent l’équipement utilisé (Art. 7.11.6), et contre le court-circuit il est protégé par un dispositif placé dans le circuit principal à tension alternative (Art. 7.11.13). Traduit sur le tableau : l’onduleur reçoit son propre disjoncteur, pas une paire de cosses serrées directement sur les barres d’arrivée sous prétexte qu’« il injecte de toute façon ». Avec des cosses sur la barre, lors d’un court-circuit sur le câble c.a., rien ne déclenche jusqu’au fusible du coffret de branchement — et celui-là n’est plus à toi.
Pour la séparation vis-à-vis du réseau, c’est le réseau qui est la source
« Lors du choix et de la mise en service des dispositifs de séparation et de commande à installer entre l’installation PV et le réseau public de distribution, le réseau public de distribution doit être considéré comme la source, et l’installation PV comme la charge » (Art. 7.11.22). Ce renversement de perspective en surprend plus d’un, puisque l’installation PV produit et que le réflexe est de la traiter comme une source. La norme demande l’inverse, et cela a des suites pratiques : le courant de court-circuit présumé que l’appareil doit supporter vient du réseau, pas des panneaux (les panneaux donnent à peine plus que leur courant de service), et si l’appareil porte un sens d’alimentation marqué sur son boîtier, l’alimentation se prend du côté réseau.
De l’appareillage fait pour le courant continu
« L’équipement électrique côté tension continue doit être approprié à la tension et au courant continu de service » (Art. 7.11.16). C’est l’article piétiné chaque fois que quelqu’un fait des économies sur le sectionneur. En courant alternatif, l’arc s’éteint tout seul, parce que la tension passe par zéro cent fois par seconde et que l’arc n’a plus de quoi se rallumer. En courant continu, elle ne passe jamais par zéro : un sectionneur 230 V c.a. posé sur une chaîne à 800 V c.c. écarte ses contacts, l’arc reste accroché entre eux et brûle jusqu’à ce que quelque chose fonde. C’est pour ça que les appareils c.c. ont des chambres de coupure plus longues, parfois un soufflage magnétique, et un sens de raccordement marqué — qui se respecte. Et la tension sur laquelle tu les choisis, c’est l’Uoc de la chaîne à la température minimale, pas celle de l’étiquette du panneau.
Les diodes anti-retour, si tu choisis d’en mettre
Les diodes anti-retour ne sont pas imposées par la norme, mais si tu les utilises elles viennent avec deux conditions : leur tension inverse nominale doit valoir 2 × Uoc (STC) de la chaîne PV, et les diodes se raccordent en série avec les chaînes (Art. 7.11.18). Le facteur 2 est une marge généreuse justement parce que, lors d’un défaut, la diode finit par supporter, en plus de la tension de sa propre chaîne, celle du groupe raccordé en parallèle. Le calculateur de chaîne ci-dessus te donne le chiffre directement, sur la configuration que tu as choisie.
Les citations ci-dessus proviennent du texte de I7-2011 chap. 7.11. La liste couvre ce qui compte sur une installation résidentielle, mais ce n’est pas le chapitre entier : restent les définitions (Art. 7.11.2), le seuil de 120 V c.c. pour la protection par TBTS et TBTP (Art. 7.11.5), la dispense de protection contre la surcharge pour le câble principal PV (Art. 7.11.12) et l’Art. 7.11.15, le seul du chapitre qui mêle une exigence et une recommandation : les modules doivent être conformes aux normes d’équipement, mais la classe II au-dessus de 120 V c.c. est seulement recommandée. Vérifie toujours l’édition en vigueur de la norme.
Ce qui est obligation et ce qui n’est que recommandation
Les mêmes trois sujets, deux normes, deux régimes juridiques différents.
Depuis la parution de P 118/1-2025 (Ordinul MDLPA nr. 267 din 28 februarie 2025, publié dans Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 204 și 204 bis din 10 martie 2025), une discussion sur deux voit quelqu’un exiger un détecteur d’arc « parce que c’est écrit dans la norme incendie ». Ce n’est pas écrit. L’Art. 2.4.18.6 commence par le verbe « se recomandă » (il est recommandé), et les lettres a)–e) héritent du verbe de la première phrase. Les obligations pour l’installation électrique viennent d’ailleurs — de I7-2011, chapitre 7.11. La confusion coûte de l’argent pour rien et, pire, recouvre ce qui est vraiment obligatoire.
Le verbe qui décide de tout — Art. 2.4.18.6, première phrase
„La construcţiile pe care se amplasează sisteme/ dispozitive fotovoltaice, se recomandă îndeplinirea condiţiilor de siguranţă ale echipelor de intervenţie care să asigure:”
Toutes les lettres qui suivent, de a) à e), dépendent de cette phrase. Le texte est reproduit depuis l’extrait vérifié de la norme, diacritiques compris.
L’interrupteur-sectionneur côté c.c.
« Sur la zone à tension continue de l’onduleur PV, il sera prévu un interrupteur-sectionneur » (I7-2011, Art. 7.11.23). Il sera prévu — et non : il est recommandé. L’obligation se trouve dans la norme d’installations électriques, pas dans celle de sécurité incendie.
Lettre d), verbatim :
„prevederea unui întreruptor de sarcină, uşor acţionabil;”
P 118 recommande « prevederea unui întreruptor de sarcină, uşor acţionabil » — la prévision d’un interrupteur de charge, facilement manœuvrable —, pour que l’équipe d’intervention y arrive sans le chercher. La norme incendie emploie un autre terme que I7 et ne dit pas de quel côté l’appareil se monte — la lettre c) parle même de l’interrupteur général —, n’y vois donc pas une simple qualité ajoutée à l’interrupteur-sectionneur côté c.c. Ce qui est clair : par I7, l’appareil côté courant continu est obligatoire, et tout ce que P 118 ajoute ici est recommandation. Tu respectes les deux avec le même effort, si tu poses l’interrupteur-sectionneur là où on l’atteint, pas derrière l’onduleur, à 20 cm du mur.
L’étiquette sur les boîtes de jonction
« Toutes les boîtes de jonction (générateur PV et groupes PV) doivent avoir une étiquette d’avertissement indiquant que les parties actives à l’intérieur des boîtes peuvent rester sous tension après la séparation de l’onduleur PV » (I7-2011, Art. 7.11.24 ; le texte roumain publié écrit « aibe », forme fautive laissée telle quelle). Obligation, sans nuances — et c’est une étiquette qui coûte trois fois rien.
Lettre c), verbatim :
„marcarea şi etichetarea distinctă şi vizibilă a întregului sistem fotovoltaic; (întreruptorul general - care trebuie amplasat într-o zonă accesibilă a clădirii, toate conductele, cablurile, invertoarele, tablourile și cutiile circuitului de curent alternativ, precum şi bateriile și acumulatorii), cu materiale reflectorizante, rezistente la intemperii şi reciclabile;”
La lettre c) demande autre chose, de plus large : le marquage et l’étiquetage de tout le système, avec des matériaux réfléchissants, résistants aux intempéries et recyclables. Utile et peu coûteux, mais recommandation. La différence se voit à la réception des travaux — l’étiquette d’avertissement sur les boîtes peut t’être exigée, le marquage réfléchissant de tout le système, non.
Le détecteur d’arc électrique
Il n’y a pas d’obligation. Le chapitre 7.11 de I7-2011 ne mentionne l’arc électrique dans aucun de ses 25 articles. L’AFDD introduit par les Actualizări 2023 (pct. 4.1.5.8) est un appareil à courant alternatif — la norme lui donne une tension nominale de 230 V c.a. et une fréquence nominale de 50 Hz — destiné aux circuits terminaux de l’installation fixe. Ce n’est pas l’appareil qui voit un arc sur une chaîne à tension continue.
Lettre e), verbatim :
„echiparea sistemului fotovoltaic cu dispozitiv de detectare a arcelor electrice.”
La lettre e) recommande d’équiper le système d’un dispositif de détection des arcs électriques, et s’arrête là : P 118 ne nomme aucune norme de produit pour lui, ni IEC 63027, ni une autre. Du coup, « conforme à P 118 » n’est pas une affirmation vérifiable sur la fiche d’un détecteur d’arc c.c. Si tu en montes un, tu le montes parce que tu le juges utile, et tu le choisis sur la norme déclarée par le fabricant.
Les citations de P 118/1-2025 sont reproduites depuis l’extrait vérifié de la norme, non retapées. Le statut de chaque prescription — obligation ou recommandation — est lu dans le verbe de l’article, pas supposé.
Que faire des panneaux sur une maison équipée d’un paratonnerre
Les boucles de câble et la distance à l’installation de paratonnerre.
Les boucles de câble se resserrent
« Pour réduire au minimum les tensions induites par la foudre, la surface de toutes les boucles de câbles doit être aussi petite que possible » (I7-2011, Art. 7.11.14). En pratique : le conducteur plus et le conducteur moins d’une même chaîne cheminent ensemble, pas par des tracés détournés.
La distance à l’installation de paratonnerre
Si le générateur se trouve dans la zone de protection du paratonnerre existant, il reste à tenir la distance de séparation par rapport à ses éléments. Le cours donne une valeur pratique — au moins 0,5 m se sont avérés suffisants sur les petits systèmes posés sur les maisons — mais le nombre qui compte, c’est la distance s calculée selon l’Anexa 6.8, qui augmente avec la longueur du parcours et avec la classe choisie.
Quand la distance ne peut pas être tenue
Si tu ne peux pas garantir ces 0,5 m, le générateur PV et l’installation de paratonnerre se relient entre eux par une liaison en cuivre d’au moins 16 mm² ; de la même façon, le châssis de montage se relie à l’équipotentialité de la maison (règle de conception issue du cours). La vérification normative de la distance de séparation s se fait sur la page consacrée au risque de foudre.
Entraîne-toi au dimensionnement
Trois niveaux, avec des données tirées des exemples traités au cours.
Choisis la bonne variante
Des décisions de conception, sans calcul.
À quelle température vérifier la tension maximale
Tu as une chaîne de 21 modules sur un onduleur dont la tension DC maximale est de 950 V. Tu veux être sûr de ne pas le détruire.
Étape 1 : Quelle température utilises-tu pour la vérification de tension maximale ?
Panneau trop « costaud » pour l’onduleur
Le panneau a Isc = 18 A et Impp = 17 A. L’onduleur accepte 11 A par MPPT et 15 A en court-circuit à l’entrée.
Étape 1 : La configuration est-elle acceptable ?
Combien de panneaux sur un onduleur de 3 kW
Onduleur de 3 kW nominal, panneaux de 350 Wp.
Étape 1 : Entre quelles limites tiens-tu la puissance des panneaux par rapport à l’onduleur ?
Pourquoi tu ne comptes pas sur un fusible dans une chaîne PV
Le panneau de l’exemple a Impp = 10,42 A et Isc = 11,15 A.
Étape 1 : Pourquoi un fusible ordinaire ne peut-il pas couper un défaut sur la chaîne ?
Calcule pas à pas
Tu as des indices si tu bloques.
Le nombre maximal de modules en série
Panneau avec Uoc(STC) = 40,1 V et coefficient de température de la tension −0,27 %/°C. Température minimale de calcul : −15 °C. Onduleur avec tension DC maximale de 950 V.
Étape 1 : Combien vaut le Uoc d’un module à −15 °C ?
Le courant de dimensionnement du câble de chaîne
Le panneau a Isc(STC) = 11,15 A.
Étape 1 : Quel courant admissible doit avoir le câble de la chaîne, selon Art. 7.11.11 ?
Les pertes sur le tracé à courant continu
Chaîne de 10 modules, courant de service 10 A, tension 400 V. Tracé : 6 m de câble de 4 mm² (les câbles d’usine des modules) + 20 m de câble de 6 mm² jusqu’à l’onduleur. Cuivre, γ = 56.
Étape 1 : Quelle est la chute de tension totale, en volts ?
Le fusible de chaîne
Chaîne avec Isc = 10 A, sur un câble de 6 mm² qui supporte 30 A.
Étape 1 : Quel est le seuil minimal du fusible, en ampères ?
Résous par toi-même
Une seule réponse finale.
Chaîne sur onduleur de 1100 V
Panneau avec Uoc(STC) = 41,5 V et coefficient −0,28 %/°C, température minimale de calcul −20 °C, onduleur avec tension DC maximale de 1100 V. Combien de modules peux-tu mettre en série ?
Choisis le fusible de chaîne
Isc de la chaîne = 12 A, câble de 6 mm² avec 31 A admissibles. Quel calibre de fusible DC choisis-tu, dans la série 4-6-8-10-16-20-25 A ?
Le rapport puissance panneaux / onduleur
Tu as 14 panneaux de 450 Wp sur un onduleur de 5 kW. Quel est le rapport entre la puissance des panneaux et la puissance de l’onduleur ?
Sources de données
Où trouver les chiffres quand tu en as besoin
Ce que tu vois plus haut vient de deux services que l’application interroge directement. Les autres sont des outils que tu ouvres manuellement — pour des données de rayonnement, des comparaisons entre emplacements ou des fiches techniques de matériel.
PVGIS — Commission européenne (JRC)
Production et irradiation pour n’importe quel emplacement en Europe, avec inclinaison et azimut au choix. L’application l’appelle directement dans la section ci-dessus ; l’outil web donne en plus des graphiques horaires et des simulations pour les systèmes sur suiveur (tracker).
Global Solar Atlas — Banque mondiale
Carte mondiale du rayonnement et du potentiel photovoltaïque, avec téléchargement de rapports par emplacement. Utile pour une vue d’ensemble ou pour comparer rapidement deux zones.
NASA POWER
Séries météo et de rayonnement pour n’importe quel point du globe, température et vent compris. L’API est ouverte ; utile quand tu as besoin de données en dehors de la couverture européenne.
Open-Meteo — archive météo
Rayonnement global et températures journalières issus de l’archive, sans clé d’accès. L’application s’en sert dans le calculateur d’autonomie pour remplacer le profil indicatif par des données réelles.
ENF Solar — catalogue de modules et d’onduleurs
Base de données des fiches techniques des fabricants : Uoc, Isc, coefficients de température, fenêtres MPPT. C’est là que tu prends les chiffres à saisir dans les calculateurs ci-dessus.
ANRE — réglementation et raccordement
L’autorité de régulation roumaine : conditions de raccordement pour les prosommateurs (autoconsommateurs), arrêtés et avis. La partie administrative d’un projet, celle qui retarde le plus souvent la mise en service.
Nous n’avons de contrat avec aucun de ces services ; ceux marqués INTÉGRÉ sont interrogés par des requêtes publiques, gratuites, à usage non commercial. Si un service ne répond pas, les calculateurs continuent de fonctionner sur les valeurs saisies manuellement.
Approfondis sur le blog
D’où viennent les chiffres
Les sources de cette page
Les exigences normatives citées (Art. 7.11.x) proviennent du texte de I7-2011, chapitre 7.11 « Installations électriques pour les systèmes photoélectriques d’alimentation en énergie », conforme à SR HD 60364-7-712. Depuis 2023, la norme s’applique explicitement aussi aux « installations photovoltaïques attenantes aux bâtiments » (Actualizări 2023, pct. 1.1 lit. i). Les règles marquées « règle de conception » ne sont pas la lettre de la norme : c’est la pratique enseignée dans le cours agréé d’installateur de systèmes photovoltaïques solaires — utile, mais à vérifier avec la fiche technique du matériel et avec le concepteur.
Tu veux voir combien de panneaux tiennent physiquement sur le toit, avec orientation et marges ?
Voir combien de panneaux tiennent sur le toitDiscussion
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