Panneaux solaires

Panneaux solaires et systèmes photovoltaïques — Guide CMEQ complet

Les systèmes photovoltaïques ajoutent à l’installation électrique des sources d’énergie en courant continu, des onduleurs, des dispositifs de sectionnement et des exigences de repérage particulières. Leur intégration au Québec demande une attention au Code canadien de l’électricité, aux règles de raccordement du distributeur, à la mise à la terre des masses et aux procédures de travail sécuritaire sous tension possible.

Introduction

Une installation photovoltaïque (PV) convertit le rayonnement solaire en électricité sans pièce mobile, sans combustion et sans bruit. Au Québec, le programme de mesurage net d'Hydro-Québec permet d'injecter les surplus à la réseau et d'obtenir un crédit en kWh, ce qui rend le dimensionnement et le raccordement de ces systèmes directement pertinents pour l'électricien. La section 64 du Code de construction du Québec, chapitre V — Électricité (installations photovoltaïques et systèmes d'énergies renouvelables), encadre la tension maximale, la protection des circuits, les conducteurs, les sectionneurs et l'arrêt rapide. Ce guide traite exclusivement des grandeurs électriques propres au PV : tension en circuit ouvert, courant de court-circuit, point de puissance maximale, couplage série/parallèle des modules, calcul de la tension maximale à basse température, règle des 120 %, calibre des conducteurs à 125 %, chute de tension et dimensionnement des batteries.

Concepts fondamentaux

Le schéma ci-dessus montre la chaîne de conversion : les panneaux PV produisent du courant continu (CC), l'onduleur le convertit en courant alternatif (CA) synchronisé au réseau, le tableau électrique distribue l'énergie aux charges, et une batterie optionnelle stocke le surplus. Chaque maillon impose ses propres grandeurs électriques et ses propres règles de protection.

1.1 Effet photovoltaïque

L'effet photovoltaïque est la conversion directe de la lumière en électricité au niveau atomique, dans un semi-conducteur dopé :

Une cellule individuelle produit environ 0,5 à 0,6 V quelle que soit sa taille ; la taille détermine le courant. On connecte donc des dizaines de cellules en série dans un module pour obtenir une tension utilisable.

1.2 Caractéristiques électriques d'un panneau

Les fabricants publient quatre grandeurs clés mesurées aux conditions d'essai normalisées (STC : éclairement de 1 000 W/m², température de cellule de 25 °C, spectre AM 1,5).

Puissance crête (Wc ou Wp) : puissance maximale délivrée au point de puissance maximale (MPP) aux STC.

Tension en circuit ouvert (Voc) : tension aux bornes du module quand aucun courant ne circule (circuit ouvert). Elle dépend fortement de la température : elle augmente quand il fait froid.

Courant de court-circuit (Isc) : courant maximal quand les bornes sont court-circuitées (tension nulle).

Tension au point de puissance maximale (Vmp) : tension de fonctionnement optimale, inférieure à Voc.

Courant au point de puissance maximale (Imp) : courant de fonctionnement optimal, légèrement inférieur à Isc.

Exemple — Panneau de 450 W (fiche réelle) :

Vérification de la puissance par P = V × I :

La puissance électrique au point MPP est le produit de la tension par le courant :

P = Vmp × Imp

Application numérique : P = 41,4 V × 10,9 A = 451,3 W ≈ 450 Wc. On retrouve bien la puissance nominale de la fiche. Ce calcul confirme que la puissance crête annoncée correspond au produit Vmp × Imp, et non à Voc × Isc (qui donnerait 49,6 × 11,2 = 555 W, valeur inaccessible en fonctionnement réel).

Calcul du rendement de conversion :

Le rendement est le rapport entre la puissance électrique produite et la puissance lumineuse reçue :

η = Pmax / (E × S)

où E est l'éclairement (1 000 W/m² aux STC) et S la surface du module. Pour un module de 450 Wc mesurant 1,13 m × 1,87 m :

S = 1,13 × 1,87 = 2,113 m²

Puissance reçue = 1 000 W/m² × 2,113 m² = 2 113 W

η = 450 / 2 113 = 0,213 = 21,3 %

Environ un cinquième de l'énergie solaire est converti en électricité ; le reste est réfléchi ou dissipé en chaleur.

1.3 Types de panneaux

Le choix influe directement sur la surface nécessaire : à puissance égale, un module monocristallin de 450 Wc occupe ~2,1 m², alors qu'un module couche mince de même puissance en exigerait ~3,5 m². Sur un toit résidentiel limité, le monocristallin maximise la puissance installée par mètre carré.

Section 2 — Composants d'un système PV

2.1 Panneaux et couplage des modules

Les modules sont raccordés en série pour former une « string » (chaîne) afin d'atteindre la tension voulue par l'onduleur.

Tension d'une string en série :

En couplage série, les tensions s'additionnent et le courant reste celui d'un seul module :

Vstring = N × Vmp

Exemple pour 10 modules de Vmp = 41,4 V :

Vstring = 10 × 41,4 = 414 V CC

Cette tension de 414 V se situe dans la fenêtre MPPT typique des onduleurs résidentiels (300 à 500 V). Le courant de la string reste limité à Imp = 10,9 A, car en série le courant est identique en tout point et imposé par le module le plus faible (art. 64-056).

Courant d'un champ en parallèle :

Quand plusieurs strings sont mises en parallèle, les courants s'additionnent et la tension reste celle d'une string :

Ichamp = Nparallèle × Isc

Exemple pour 3 strings parallèles de Isc = 11,2 A :

Ichamp = 3 × 11,2 = 33,6 A

C'est ce courant total qui dimensionne les conducteurs de sortie du champ et le sectionneur CC.

2.2 Onduleur

L'onduleur convertit le courant continu des panneaux en courant alternatif compatible avec le réseau (120/240 V, 60 Hz, sinusoïdal). Il assure aussi le suivi du point de puissance maximale (MPPT) : il ajuste en permanence sa charge pour que les modules travaillent au couple (Vmp, Imp) qui maximise V × I.

Types d'onduleurs :

Caractéristiques d'un onduleur résidentiel typique :

Rendement de conversion et puissance de sortie :

La puissance CA livrée au réseau est la puissance CC d'entrée multipliée par le rendement :

Pca = Pcc × ηonduleur

Exemple : un champ fournit 6 200 W CC à un onduleur de rendement 97 % :

Pca = 6 200 × 0,97 = 6 014 W CA

Les 186 W de différence (6 200 − 6 014) sont dissipés en chaleur dans l'onduleur. C'est pourquoi les onduleurs sont munis de dissipateurs et parfois de ventilateurs.

Ratio CC/CA (surdimensionnement du champ) :

Le ratio CC/CA est le rapport entre la puissance crête du champ et la puissance nominale CA de l'onduleur :

Ratio = Pchamp,cc / Ponduleur,ca

Au Québec, on vise un ratio de 1,1 à 1,3. Exemple : un champ de 7 800 Wc sur un onduleur de 6 000 W :

Ratio = 7 800 / 6 000 = 1,3

Ce surdimensionnement compense les pertes (dégradation des modules, température, câblage) et garantit que l'onduleur atteint sa puissance nominale même par éclairement réduit. Un ratio excessif provoque l'écrêtage (clipping) : l'onduleur limite sa sortie aux heures de pointe et l'énergie excédentaire est perdue.

2.3 Contrôleur de charge

Dans les systèmes avec batteries, le contrôleur de charge régule la charge :

Gain d'un contrôleur MPPT :

Un contrôleur MPPT convertit l'excédent de tension en courant supplémentaire, alors qu'un PWM écrête la tension du module à celle de la batterie. Pour un module de 450 Wc (Vmp 41,4 V) chargeant une batterie 48 V :

Puissance disponible au MPP = 450 W

Avec PWM, le module est forcé près de la tension batterie et perd une partie de sa puissance ; avec MPPT, la quasi-totalité des 450 W est transférée. Sur une journée, le gain typique de 25 % sur un système PWM de 2 000 Wc représente :

Énergie récupérée = 2 000 W × 0,25 × 4 h d'ensoleillement = 2 000 Wh/jour = 2 kWh/jour

2.4 Batteries (optionnel)

Dimensionnement d'un parc de batteries :

La capacité utile d'une batterie se calcule à partir de l'énergie à stocker, de la tension nominale, de la profondeur de décharge admissible et du rendement :

C (Ah) = E (Wh) / (V × DoD × η)

Exemple : alimenter une charge de secours de 3 000 Wh sur une batterie 48 V LiFePO4, DoD 90 %, rendement 95 % :

C = 3 000 / (48 × 0,90 × 0,95) = 3 000 / 41,04 = 73,1 Ah

Il faut donc une batterie 48 V d'au moins 73 Ah. Avec du plomb-acide limité à 50 % de DoD, le calcul devient :

C = 3 000 / (48 × 0,50 × 0,90) = 3 000 / 21,6 = 138,9 Ah

À énergie stockée égale, le plomb-acide exige près du double de capacité nominale parce qu'on ne peut en utiliser que la moitié.

Section 3 — Dimensionnement (art. 64-100 à 64-200)

Cette section situe Dimensionnement (art. 64-100 à 64-200) dans le travail réel de l’électricien : sécurité des personnes, continuité de service, conformité au Code canadien de l’électricité et diagnostic fiable sur le terrain. Les points qui suivent précisent les critères techniques à vérifier avant l’installation, la mise sous tension ou la remise au client.

3.1 Règle des 120 % (art. 64-112)

Le courant total dans le jeu de barres du tableau (disjoncteur principal + réinjection PV) ne doit pas dépasser 120 % du calibre nominal du tableau :

Itableau + Ipv ≤ 120 % × Inominal

Exemple : tableau de 200 A, onduleur réinjectant 40 A :

200 + 40 = 240 A ≤ 240 A (120 % de 200) → conforme.

Exemple non conforme : tableau de 200 A, onduleur de 60 A :

200 + 60 = 260 A > 240 A → dépassement de 20 A.

Si le calcul dépasse 120 %, il faut :

Calcul du courant de réinjection de l'onduleur :

Le courant CA réinjecté se déduit de la puissance de sortie et de la tension :

Ipv = Ponduleur / U

Exemple : onduleur de 9 600 W sur 240 V :

Ipv = 9 600 / 240 = 40 A

C'est ce courant de 40 A qu'on additionne au disjoncteur principal dans la règle des 120 %.

3.2 Conducteurs PV (art. 64-200)

Les conducteurs côté CC doivent être dimensionnés à 125 % :

Exemple : 2 strings parallèles, Isc = 11,2 A par string :

Protection contre les surintensités d'une string :

Chaque circuit source PV (chaque string) doit être protégé par un fusible calibré entre 1,25 et 1,56 fois Isc. Avec le facteur continu de 1,25 appliqué deux fois (1,25 × 1,25 = 1,56) :

Ifusible ≥ 1,56 × Isc

Exemple pour Isc = 11,2 A :

Ifusible ≥ 1,56 × 11,2 = 17,5 A → fusible PV de 20 A.

Le fusible doit en outre être de type PV, avec un pouvoir de coupure suffisant pour la tension CC (souvent 1 000 V CC), car un arc CC ne s'éteint pas naturellement.

3.3 Tension maximale (art. 64-052)

La tension maximale du système doit tenir compte de la température minimale : le Voc augmente quand la température baisse. La formule de correction est :

Vmax = N × Voc × (1 + (25 °C − Tmin) × coeffVoc)

où coeffVoc est exprimé en valeur absolue par °C (ex. 0,27 %/°C = 0,0027/°C).

Exemple : 10 panneaux, Tmin = −40 °C (Québec), Voc = 49,6 V, coeff = −0,27 %/°C :

Vmax = 10 × 49,6 × (1 + (25 − (−40)) × 0,0027)

Vmax = 496 × (1 + 65 × 0,0027)

Vmax = 496 × (1 + 0,1755)

Vmax = 496 × 1,1755 = 583 V

→ Les câbles, le sectionneur et l'onduleur doivent supporter plus de 583 V. Au Québec, on prévoit un matériel d'au moins 600 V, et la tension calculée à −40 °C ne doit jamais dépasser la tension d'entrée CC maximale de l'onduleur.

Vérification du nombre maximal de modules par string :

Si l'onduleur admet 600 V CC au maximum, le nombre de modules en série est limité par :

Nmax = Vonduleur,max / (Voc × facteur froid)

Avec un facteur froid de 1,1755 et Voc = 49,6 V :

Tension corrigée par module = 49,6 × 1,1755 = 58,3 V

Nmax = 600 / 58,3 = 10,3 → 10 modules maximum.

Un 11e module porterait la tension à 11 × 58,3 = 641 V, au-delà de la limite de 600 V de l'onduleur : interdit.

3.4 Fenêtre MPPT de l'onduleur

Outre la tension maximale à froid, la tension de fonctionnement de la string doit rester dans la fenêtre MPPT de l'onduleur (typiquement 300 à 500 V) aux températures de fonctionnement élevées, car le Vmp diminue quand la cellule chauffe. On corrige le Vmp avec son coefficient de température (ex. −0,35 %/°C) :

Vmp,chaud = N × Vmp × (1 + (Tcellule − 25) × coeffVmp)

Exemple : 10 modules, Vmp = 41,4 V, température de cellule estivale de 70 °C, coeffVmp = −0,35 %/°C :

Vmp,chaud = 10 × 41,4 × (1 + (70 − 25) × (−0,0035))

Vmp,chaud = 414 × (1 − 45 × 0,0035) = 414 × (1 − 0,1575) = 414 × 0,8425 = 348,8 V

La tension de 348,8 V reste au-dessus du seuil bas de 300 V de la fenêtre MPPT : l'onduleur continue de suivre le point de puissance maximale. Si la string ne comptait que 8 modules, Vmp,chaud = 8 × 41,4 × 0,8425 = 279 V, sous les 300 V : l'onduleur décrocherait et la production s'effondrerait aux heures les plus chaudes. Le dimensionnement doit donc satisfaire simultanément deux contraintes opposées : tension à froid < Vonduleur,max et tension à chaud > Vmp,min.

3.5 Chute de tension dans les conducteurs PV

La chute de tension dans les câbles CC réduit la puissance livrée à l'onduleur. On la calcule par la loi d'Ohm appliquée à la résistance du câble :

ΔU = 2 × L × I × r

où L est la longueur simple en mètres, I le courant en ampères et r la résistance linéique du conducteur en Ω/m. On vise une chute inférieure à 2 % côté CC.

Exemple : string de Imp = 10,9 A, câble PV de 4 mm² (r ≈ 4,6 mΩ/m), longueur simple de 25 m :

ΔU = 2 × 25 × 10,9 × 0,0046 = 2,51 V

Pour une string de Vmp = 414 V, la chute relative est :

ΔU % = 2,51 / 414 × 100 = 0,61 %

La chute de 0,61 % est bien sous la limite de 2 % ; le câble de 4 mm² est acceptable. Si on avait utilisé du 2,5 mm² (r ≈ 7,4 mΩ/m) :

ΔU = 2 × 25 × 10,9 × 0,0074 = 4,03 V → 0,97 %, encore acceptable mais plus proche de la limite.

3.6 Estimation de la production annuelle

La production d'énergie se calcule à partir de la puissance crête, de l'ensoleillement (heures solaires de crête, HSP) et du ratio de performance global (PR, environ 0,75 à 0,85) :

E (kWh/an) = Pcrête (kWc) × HSP (h/jour) × 365 × PR

Exemple : champ de 6 kWc à Montréal, HSP ≈ 4,0 h/jour, PR = 0,80 :

E = 6 × 4,0 × 365 × 0,80 = 7 008 kWh/an

Nombre de modules requis pour un objectif de production :

Pour couvrir une consommation cible, le nombre de modules se déduit de l'énergie voulue :

N = Ecible / (Pmodule × HSP × 365 × PR)

Exemple : couvrir 8 000 kWh/an avec des modules de 450 Wc (0,45 kWc), HSP 4,0 h, PR 0,80 :

N = 8 000 / (0,45 × 4,0 × 365 × 0,80) = 8 000 / 525,6 = 15,2 → 16 modules.

Puissance installée = 16 × 450 = 7 200 Wc = 7,2 kWc.

Section 4 — Raccordement réseau (mesurage net)

Cette section situe Raccordement réseau (mesurage net) dans le travail réel de l’électricien : sécurité des personnes, continuité de service, conformité au Code canadien de l’électricité et diagnostic fiable sur le terrain. Les points qui suivent précisent les critères techniques à vérifier avant l’installation, la mise sous tension ou la remise au client.

4.1 Principe du mesurage net d'Hydro-Québec

Le mesurage net permet d'injecter les surplus solaires au réseau et de recevoir un crédit :

Exemple de bilan mensuel : un système produit 600 kWh dans le mois et le ménage en consomme 450 kWh. Le surplus injecté est de 600 − 450 = 150 kWh, crédités au compteur. Le mois suivant, si le ménage consomme 500 kWh et produit 300 kWh, il prélève 200 kWh du réseau mais dispose de 150 kWh de crédit : il ne paie que 200 − 150 = 50 kWh nets.

4.2 Sectionneurs PV

Un sectionneur CC doit être installé entre les panneaux et l'onduleur (art. 64-300) :

Exemple de calibre du sectionneur CC : champ de Isc total = 22,4 A :

Calibre ≥ 22,4 × 1,25 = 28 A → sectionneur CC de 30 A minimum, 600 V CC.

Un sectionneur CA est installé entre l'onduleur et le tableau de distribution, calibré au courant de sortie de l'onduleur (ex. 40 A pour un onduleur de 9 600 W / 240 V).

4.3 Protection anti-îlotage

L'onduleur doit détecter une panne du réseau et se déconnecter automatiquement en moins de 2 secondes (norme CSA C22.2 n° 107.1 / UL 1741). Cette protection empêche la formation d'un « îlot » : si l'onduleur continuait d'alimenter le réseau pendant une panne, il électrocuterait les monteurs de ligne d'Hydro-Québec qui croiraient la ligne hors tension. C'est aussi pourquoi un système raccordé au réseau ne fournit aucune alimentation de secours pendant une panne, sauf s'il est couplé à des batteries avec un dispositif de séparation (transfer switch).

Section 5 — Sécurité

Cette section situe Sécurité dans le travail réel de l’électricien : sécurité des personnes, continuité de service, conformité au Code canadien de l’électricité et diagnostic fiable sur le terrain. Les points qui suivent précisent les critères techniques à vérifier avant l’installation, la mise sous tension ou la remise au client.

5.1 Dangers spécifiques au PV

Courant de défaut et dangerosité : le seuil de fibrillation ventriculaire est d'environ 30 mA en CA mais plus élevé en CC (~120 mA). Toutefois, une string PV peut délivrer plusieurs ampères sous 600 V : la puissance de défaut P = U × I = 600 × 10 = 6 000 W suffit à entretenir un arc et à provoquer des brûlures graves.

5.2 Équipement de protection

5.3 Arrêt rapide (rapid shutdown)

Depuis le Code 2021, un dispositif d'arrêt rapide est requis pour réduire la tension à moins de 80 V (limite de 30 V dans certaines configurations) en 30 secondes (art. 64-310) :

Pourquoi 30 secondes : les pompiers qui interviennent sur un incendie de toiture doivent pouvoir dé-énergiser les conducteurs PV avant de couper la toiture. Sans arrêt rapide, les conducteurs entre les modules et l'onduleur restent à 300-600 V même après l'ouverture du sectionneur, car les modules continuent de produire. L'arrêt rapide (micro-onduleurs ou optimiseurs avec fonction de sécurité) ramène cette tension sous le seuil dangereux en moins de 30 secondes.

5.4 Mise à la terre et liaison équipotentielle

Toutes les masses métalliques du système PV — cadres des modules, rails de fixation, conduits, enveloppes d'équipement — doivent être reliées au conducteur de mise à la terre de l'équipement. Le côté CC exige en outre un conducteur de raccordement à l'électrode de mise à la terre du bâtiment.

Dimensionnement du conducteur de mise à la terre de l'équipement : le calibre suit le tableau 16 en fonction du calibre du dispositif de protection contre les surintensités du circuit. Pour un circuit PV protégé par un fusible de 20 A, le tableau 16 impose un conducteur de cuivre de 12 AWG. Pour le sectionneur CA de 40 A, il faut du 10 AWG.

Détection de défaut à la terre (GFDI) : certains systèmes utilisent un champ CC non mis à la terre (flottant) avec un dispositif de détection et d'interruption de défaut à la terre. Le GFDI surveille le courant de fuite ; si un défaut porte le courant de fuite au-delà du seuil (typiquement 300 mA à 1 A selon la taille du champ), il ouvre le circuit.

Exemple : un champ dont l'isolement se dégrade laisse fuir 0,5 A vers la masse. Le GFDI calibré à 300 mA détecte 0,5 A > 0,3 A et déclenche, coupant le champ avant qu'un défaut franc n'entretienne un arc.

Section 6 — Maintenance et diagnostic

Cette section situe Maintenance et diagnostic dans le travail réel de l’électricien : sécurité des personnes, continuité de service, conformité au Code canadien de l’électricité et diagnostic fiable sur le terrain. Les points qui suivent précisent les critères techniques à vérifier avant l’installation, la mise sous tension ou la remise au client.

6.1 Inspection visuelle

Détection d'un hotspot par la puissance dissipée : une cellule ombragée en série dans une string de 10 A peut dissiper la puissance de toute la string sous forme de chaleur : P = Vstring × I = 414 × 10,9 ≈ 4 500 W concentrés sur une cellule, d'où échauffement localisé et risque de délaminage. Les diodes bypass limitent ce phénomène en court-circuitant la portion ombragée.

6.2 Entretien

6.3 Surveillance

Diagnostic par mesure de la tension en circuit ouvert : on mesure Voc de chaque string au multimètre et on compare à la valeur corrigée en température. Pour une string de 10 modules à 25 °C, Voc attendu = 10 × 49,6 = 496 V. Une mesure de 446 V (soit 9 modules × 49,6) indique un module manquant ou un connecteur MC4 ouvert dans la chaîne.

Section 7 — Réglementation et subventions

La conformité d’un projet photovoltaïque ne se limite pas au câblage : elle touche les permis, l’interconnexion, les approbations d’équipement et les programmes financiers disponibles. Avant l’installation, il faut valider les exigences de la RBQ, du distributeur d’électricité, de la municipalité et du client afin d’éviter une mise en service refusée.

7.1 Réglementation québécoise

7.2 Subventions (2026)

Exemple de calcul d'aide : système de 8 kWc coûtant 24 000 $. Aide Rénoclimat ≈ 4 000 $ + crédit fédéral de 15 % × 24 000 = 3 600 $. Coût net = 24 000 − 4 000 − 3 600 = 16 400 $. Avec une production de 9 000 kWh/an à 0,08 $/kWh, l'économie annuelle est de 720 $, soit un retour simple de 16 400 / 720 ≈ 23 ans hors inflation tarifaire — d'où l'importance du dimensionnement au plus juste de la consommation.

Questions d'examen typiques

Q1. Quel type de courant un panneau solaire produit-il ?

Réponse : b. La jonction P-N sépare les charges et produit une tension unidirectionnelle : c'est du courant continu. L'onduleur se charge ensuite de le convertir en CA.

Q2. Quelle est la fonction de l'onduleur ?

Réponse : Convertir le courant continu des panneaux en courant alternatif compatible avec le réseau (120/240 V, 60 Hz).

Calcul : un onduleur de rendement 97 % recevant 5 000 W CC livre Pca = 5 000 × 0,97 = 4 850 W CA.

Q3. En quoi consiste la règle des 120 % dans un système PV ?

Réponse : Le courant total (disjoncteur principal + réinjection PV) ne doit pas dépasser 120 % du calibre nominal du tableau.

Calcul : tableau 200 A + onduleur 40 A = 240 A ≤ 120 % × 200 = 240 A → conforme.

Q4. Quel est le rôle du sectionneur CC ?

Réponse : Isoler les panneaux de l'onduleur pour la maintenance. Il doit être visible, accessible, verrouillable en position ouverte et calibré à ≥ 125 % de Isc.

Calcul : Isc = 22,4 A → calibre ≥ 22,4 × 1,25 = 28 A → sectionneur de 30 A.

Q5. Qu'est-ce que l'anti-îlotage ?

Réponse : Un dispositif qui déconnecte l'onduleur du réseau en moins de 2 secondes lors d'une panne, pour protéger les monteurs de ligne d'Hydro-Québec (norme CSA C22.2 n° 107.1).

Q6. Quelle est la tension CC maximale côté panneaux en hiver au Québec ?

Réponse : Elle peut dépasser 600 V — on dimensionne pour la température minimale (−40 °C).

Calcul : 10 modules, Voc 49,6 V, coeff −0,27 %/°C : Vmax = 10 × 49,6 × (1 + 65 × 0,0027) = 496 × 1,1755 = 583 V.

Q7. En combien de temps l'arrêt rapide doit-il ramener la tension des conducteurs PV sous le seuil de sécurité ?

Réponse : c. L'arrêt rapide (art. 64-310) réduit la tension à moins de 80 V (30 V dans certaines configurations) en 30 secondes, pour protéger les pompiers. Ne pas confondre avec les 2 secondes de l'anti-îlotage.

Q8. Quel est le ratio CC/CA typique d'un système PV au Québec ?

Réponse : De 1,1 à 1,3 — le champ est légèrement surdimensionné par rapport à l'onduleur.

Calcul : champ 7 800 Wc / onduleur 6 000 W = 1,3.

Q9. Un champ de 3 strings parallèles a un Isc de 11,2 A par string. Quel courant de dimensionnement pour les conducteurs de sortie ?

Réponse : Ichamp = 3 × 11,2 = 33,6 A ; avec le facteur de 125 % : 33,6 × 1,25 = 42 A → conducteur calibré pour 42 A (8 AWG, 40 A, serait insuffisant ; prévoir 6 AWG selon le tableau).

Q10. Pourquoi un système raccordé au réseau sans batterie ne fournit-il aucune alimentation de secours pendant une panne ?

Réponse : Parce que la protection anti-îlotage oblige l'onduleur à se déconnecter en moins de 2 secondes dès que le réseau tombe, pour ne pas électrocuter les travailleurs d'Hydro-Québec. Seuls les systèmes hybrides avec batteries et dispositif de séparation peuvent alimenter des charges en îlotage volontaire.

Références au Code