Ute 15-712

C15-712-1I
UTE
C 15-712-1
XXX 2010
UNION TECHNIQUE DE L'ELECTRICITE
__________
INSTALLATIONS ELECTRIQUES A BASSE TENSION
GUIDE PRATIQUE
Installations photovoltaïques raccordées au réseau

public de distribution
Photovoltaic installations connected to the public distribution network
__________
éditée et diffusée par l'Union Technique de l'Electricité (UTE) – Tour Chantecoq – 5, rue Chantecoq – 92808 Puteaux Cedex
Tél. : + 33 (0) 1 49 07 62 00 – Télécopie : + 33 (0) 1 47 78 73 51 – Courriel : ute@ute.asso.fr – Internet : http://www.ute-fr.com/
Impr. UTE © 2008 – Reproduction interdite
UTE C 15-712-1 –2–
AVANT-PROPOS
Le présent guide traite des installations photovoltaïques raccordées à un réseau public de

distribution et non prévues pour fonctionner de façon autonome.
Il constitue une révision par rapport à l’édition UTE C 15-712 du 5 Février 2008. Les principales
évolutions par rapport à l’édition précédente sont :
• la prise en compte de la mise à la terre fonctionnelle éventuelle d’une polarité d.c.
• la prise en compte des installations photovoltaïques basse tension de fortes puissances reliées
au réseau de distribution haute tension par l’intermédiaire d’un transformateur.
Les dispositions du présent guide sont applicables aux ouvrages dont la date de dépôt de demande
de permis de construire ou à défaut la date de déclaration préalable de travaux ou à défaut la date
de signature du marché, ou encore à défaut la date d’accusé de réception de commande est
postérieure au 1 Janvier 2011.
Le présent document a été approuvé le xx xxxx 2010 par la Commission U15, Coordination des
travaux sur les installations à basse tension.
__________
C15-712-1I 2010-05-19
–3– UTE C 15-712-1
SOMMAIRE
1 Introduction ...................................................................................................................... 6
2 Domaine d’application ...................................................................................................... 6
3 Références normatives .................................................................................................... 6
4 Définitions ........................................................................................................................ 7
5 Description des installations PV ..................................................................................... 10
5.1 Schéma général d’une installation PV : ................................................................. 12
5.2 Schéma type d’une installation PV dans des locaux d’habitation avec revente
totale de la production .......................................................................................... 13
5.3 Schéma type d’une installation PV dans des locaux d’habitation avec revente du
surplus de la production ........................................................................................ 14
5.4 Schéma type d’une installation PV dans des bâtiments ......................................... 15
5.5 Schéma type d’une centrale de production ............................................................ 16
6 Mise à la terre de l’installation ........................................................................................ 17
6.1 Schémas des liaisons à la terre de la partie courant alternatif ............................... 17
6.2 Mise à la terre d’une polarité de la partie courant continu ..................................... 17
6.3 Mise à la terre des masses et éléments conducteurs ............................................ 18
6.3.1 Partie courant continu ............................................................................... 18
6.3.2 Partie courant alternatif ............................................................................. 18
6.3.3 Onduleur ................................................................................................... 18
7 Protection contre les chocs électriques .......................................................................... 18
7.1 Généralités ........................................................................................................... 18
7.2 Protection contre les contacts directs .................................................................... 18
7.2.1 Cas général .............................................................................................. 18
7.2.2 Cas particulier de la TBTS et TBTP ........................................................... 18
7.3 Protection contre les contacts indirects ................................................................. 19
7.3.1 Généralités ............................................................................................... 19
8 Protection contre les surintensités ................................................................................. 22
8.1 Partie courant continu ........................................................................................... 22
8.1.1 Généralités ............................................................................................... 22
8.1.2 Protection des modules PV ....................................................................... 24
8.1.3 Protection des câbles de chaînes PV ........................................................ 25
8.1.4 Protection des câbles de groupes PV ........................................................ 26
8.1.5 Protection du câble principal PV ................................................................ 27
8.1.6 Caractéristiques des dispositifs de protection contre les surintensités ....... 27
8.2 Partie courant alternatif ......................................................................................... 28
8.2.1 Protection contre les surcharges ............................................................... 28
8.2.2 Protection contre les courts-circuits .......................................................... 28
9 Protection de découplage ............................................................................................... 28
10 Prévention contre la dégradation des installations photovoltaïques ................................ 28
11 Chute de tension ............................................................................................................ 32
11.1 Généralités ........................................................................................................... 32
11.2 Installation à courant continu ................................................................................ 32
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 –4–
11.3 Installation à courant alternatif .............................................................................. 32

12 Dispositif de sectionnement et de coupure (Remettre version H) .................................... 33
12.1 Généralités ........................................................................................................... 33
12.2 Dispositifs de sectionnement ................................................................................ 33
12.3 Dispositifs de coupure d’urgence .......................................................................... 33
12.3.1 Généralités ............................................................................................... 33
12.4 Coupure pour intervention des services de secours .............................................. 34
13 Protection contre les surtensions d’origine atmosphérique ou dues à des manœuvres ... 34
13.1 Généralités ........................................................................................................... 34
13.1.1 Principes de protection .............................................................................. 34
13.2 Conditions d’installation des parafoudres .............................................................. 34
13.2.1 Condition d’installation de parafoudre côté a.c. ......................................... 34
13.2.2 Condition d’installation de parafoudre côté d.c. ......................................... 35
13.3 Protection contre les surtensions des installations sans paratonnerre ................... 36
13.3.1 Choix et mise en œuvre de parafoudres du côté a.c. ................................. 36
13.3.2 Choix et mise en œuvre de parafoudres du côté d.c. ................................. 36
13.4 Règles complémentaires pour la protection contre les surtensions des installations
avec paratonnerre ................................................................................................. 37
14 Choix et mise en œuvre des matériels ........................................................................... 37
14.1 Généralités ........................................................................................................... 37
14.2 Canalisations ........................................................................................................ 38
14.2.1 Choix ........................................................................................................ 38
14.2.2 Mise en œuvre .......................................................................................... 39
14.3 Modules PV .......................................................................................................... 40
14.4 Onduleurs ............................................................................................................. 40
14.5 Appareillages et ensemble d’appareillages ........................................................... 40
14.6 Connecteurs ......................................................................................................... 41
14.7 Parafoudres .......................................................................................................... 41
14.7.1 Choix des parafoudres .............................................................................. 41
14.7.2 Mise en œuvre des parafoudres ................................................................ 41
15 Signalisation .................................................................................................................. 43
15.1 Identification des composants ............................................................................... 43
15.2 Etiquetage ............................................................................................................ 44
15.2.1 Etiquetage sur la partie a .c. ..................................................................... 44
15.2.2 Etiquetage sur la partie d .c. ..................................................................... 45
15.2.3 Etiquetage sur l’onduleur .......................................................................... 46
16 Dossier Technique ......................................................................................................... 46
17 Maintenance des installations photovoltaïques ............................................................... 46
17.1 Généralités ........................................................................................................... 46
17.2 Niveaux de maintenance et périodicité .................................................................. 47
17.3 Points techniques de maintenance ........................................................................ 47
Annexe A – Accords entre le gestionnaire du réseau public de distribution et
l’utilisateur/producteur .................................................................................................... 49
Annexe B – Carte de rayonnement solaire sur la France ...................................................... 51
Annexe C – Bibliographie ..................................................................................................... 52
C15-712-1I 2010-05-19
–5– UTE C 15-712-1
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 –6–
1 Introduction
L'usage de générateurs photovoltaïques s'accroît pour différentes raisons : génération d'électricité

en des lieux difficilement accessibles par les réseaux publics de distribution ou développement des
énergies renouvelables avec production débitant sur le réseau public.
Le développement de l'usage de tels générateurs impose de préciser les règles de mise en œuvre
qui sont l'objet du présent guide.
NOTE − Dans la suite du texte l'abréviation « PV » est utilisée pour « photovoltaïque ».
L’application des présentes règles ne dispense pas de respecter les règlements administratifs
auxquels certaines installations sont tenues de satisfaire.
2 Domaine d’application
Ce guide concerne les installations photovoltaïques à basse tension raccordées au réseau public
de distribution à basse tension ou à haute tension.
Les modules a.c (module PV et onduleur associé) ne sont pas pris en compte dans le présent
guide. Leur installation est soumise aux règles de la norme NF C 15-100.
Seul le fonctionnement en présence de tension sur le réseau public de distribution, est envisagé
dans le présent guide.
3 Références normatives
L'application des présentes règles doit s'effectuer dans le respect des normes, du texte
administratif en vigueur, ainsi que des règlements administratifs auxquels certaines installations
sont tenues de satisfaire.
Le présent chapitre liste les textes normatifs cités dans le présent guide. Ils sont classés par
numéro croissant, avec en premier les normes NF EN (normes françaises européennes) puis les
NF C (normes françaises) suivies des UTE C (guides d’application).
NF EN 50380 Spécifications particulières et informations sur les plaques de constructeur

(C 57-201) pour les modules photovoltaïques
NF EN 60269-1
NF EN 50521 Connecteurs pour systèmes photovoltaïques – Exigences de sécurité et

essais
NF EN 60904-3 Dispositifs photovoltaïques - Partie 3: Principes de mesure des dispositifs

(C 57-323) solaires photovoltaïques (PV) à usage terrestre incluant les données de
l'éclairement spectral de référence
NF EN 60947-1-2-3
NF EN 61215 Modules photovoltaïques (PV) au silicium cristallin pour application

(C 57-105) terrestre - Qualification de la conception et homologation
NF EN 61439
NF EN 61643-11 Parafoudres basse-tension - Partie 11: Parafoudres connectés aux

(C 61-740) systèmes de distribution basse tension - Prescriptions et essais
C15-712-1I 2010-05-19
–7– UTE C 15-712-1
NF EN 61646 Modules photovoltaïques (PV) en couches minces pour application

(C 57-109) terrestre - Qualification de la conception et homologation
NF EN 61730-1 Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules

(C 57-111-1) photovoltaïques (PV) - Partie 1: Exigences pour la construction
NF EN 61730-2 Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules

(C 57-111-2) photovoltaïques (PV) - Partie 2: Exigences pour les essais
NF EN 62262 Degrés de protection procurés par les enveloppes de matériels électriques

(C 20-015) contre les impacts mécaniques externes (Code IK)
NF EN 62305-1 Protection contre la foudre - Partie 1: Principes généraux

(C 17-100-1)
NF EN 62305-2 Protection contre la foudre - Partie 2: Evaluation du risque

(C 17-100-2)
NF EN 62305-3 Protection contre la foudre - Partie 3: Dommages physiques sur les

(C 17-100-3) structures et risques humains
NF C 14-100 Installations de branchement à basse tension
NF C 15-100 Installations électriques à basse tension
NF C 17-100 Protection contre la foudre - Protection des structures contre la foudre -

Installation de paratonnerres
NF C 17-102 Protection contre la foudre - Protection des structures et des zones

ouvertes contre la foudre par paratonnerre à dispositif d'amorçage
UTE C 15-105 Guide pratique - Détermination des sections de conducteurs et choix des
dispositifs de protection - Méthodes pratiques
UTE C 15-400 Guide pratique – Raccordement des générateurs d’énergie électrique dans
les installations alimentées par un réseau public de distribution
UTE C 15-520
UTE C 32-502
UTE C 17-100-2 GUIDE PRATIQUE - Protection contre la foudre - Partie 2: Evaluation des
risques
UTE C 61740-51
UTE C 61740-52
UTE C 17-108 Guide Pratique – Analyse simplifiée du risque foudre
DIN VDE 0126-1-1 Dispositif de déconnexion automatique entre un générateur et le réseau

public basse tension
4 Définitions
En complément des définitions de la norme NF C 15-100, les définitions suivantes s'appliquent au
présent guide.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 –8–
4.1
cellule PV
dispositif PV fondamental pouvant générer de l’électricité lorsqu’il est soumis à la lumière tel qu’un
rayonnement solaire.
4.2
module PV
le plus petit ensemble de cellules solaires interconnectées complètement protégé contre
l’environnement.
4.3
chaîne PV
circuit dans lequel des modules PV sont connectés en série afin de former des ensembles de façon
à générer la tension de sortie spécifiée.
4.4
groupe PV
ensemble mécanique et électrique intégré de chaînes et d’autres composants pour constituer une
unité de production d’énergie électrique en courant continu.
4.5
boîte de jonction de groupe PV
enveloppe dans laquelle toutes les chaînes PV d’un groupe PV sont reliées électriquement et où
peuvent être placés les dispositifs de protection éventuels.
4.6
générateur PV
champ PV
ensemble de groupes PV, connectés en parallèle à un onduleur et associés à un même MPPT
4.7
boîte de jonction ou tableau de générateur PV
enveloppe dans laquelle tous les groupes PV sont reliés électriquement et où peuvent être placés
les dispositifs de protection éventuels.
4.8
câble de chaîne PV
câble reliant les chaînes PV à la boîte de jonction générateur ou à la boîte de jonction groupe PV.
4.9
câble de groupe PV
câble reliant les boîtes de jonction groupe PV à la boîte de jonction générateur PV.
4.10
câble principal continu PV
câble connectant la boîte de jonction de générateur PV aux bornes du courant continu de
l'équipement de conversion.
4.11
équipement de conversion PV
dispositif transformant la tension et le courant continu en tension et en courant alternatif, également
appelé onduleur.
4.12
câble d’alimentation PV
câble connectant la partie a.c. de l’installation électrique à l’équipement de conversion PV .
4.13
installation PV
ensemble de composants et matériels mis en œuvre dans l'installation PV.
4.14
conditions d'essai normalisées STC
conditions d'essais prescrites dans la NF EN 60904-3 (C 57-323) pour les cellules et les modules
PV.
C15-712-1I 2010-05-19
–9– UTE C 15-712-1
4.15
tension en circuit ouvert
U ocSTC
tension en conditions d'essai normalisées, aux bornes d'un module PV, d'une chaîne PV, d'un
groupe PV non chargés (ouvert) ou aux bornes, partie courant continu, de l'équipement de
conversion PV.
4.16
tension à la puissance maximale
U mppSTC
tension d'un module, d’une chaîne, d’un groupe, correspondant à la puissance maximale dans les
conditions d'essai normalisées STC.
4.17
Tension maximale en circuit ouvert
U OCMAX
tension maximale, aux bornes d'un module PV, d'une chaîne PV, d'un groupe PV non chargés
(ouvert) ou aux bornes, partie courant continu, de l'équipement de conversion PV.
U OCMAX = k x U OCSTC
Pour des technologies de module mono ou poly cristallins, le facteur de correction à prendre en
compte est précisé ci-dessous. En l’absence d’information complémentaire de température, la
tension courant continu lisse à considérer est égale à 1,2 fois U OCSTC .
Température Facteur de
ambiante correction
minimale °C (k)
24 à 20 1,02
19 à 15 1,04
14 à 10 1,06
9à5 1,08
4à0 1,10
-1 à -5 1,12
-6 à -10 1,14
-11 à -15 1,16
-16 à -20 1,18
-21 à -25 1, 20
-26 à -30 1,21
-31 à -35 1,23
-36 à -40 1,25
Ce coefficient peut être différent pour d’autres technologies (voir les indications du constructeur).
4.17
courant à la puissance maximale
I mppSTC
courant d'un module, correspondant à la puissance maximale dans les conditions d'essai
normalisées STC.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 10 –
4.18
courant de court-circuit
I scSTC
courant de court-circuit d'un module, d'une chaîne, d'un groupe PV ou d’un générateur PV en
conditions d'essai normalisées.
4.19
courant inverse maximal
I RM
valeur assignée de l’éventuel dispositif de protection contre les surintensités fournie par le fabricant
du module,
NOTE 1 : Le module est testé à une valeur I TEST égale à 135% de I RM pendant 2 heures selon la norme NF EN 61730-2
NOTE 2 : La norme NF EN 50380 définit une valeur I R différente de I RM qui correspond à la tenue en courant inverse du
module pendant 8 heures
4.20
partie courant continu
partie d'une installation PV située entre les modules PV et les bornes en courant continu de
l'équipement de conversion PV.
4.21
partie courant alternatif
partie à basse tension de l'installation PV située en aval des bornes à courant alternatif de
l'équipement de conversion.
4.22
Maximum power point tracking
MPPT
Méthode de pilotage interne à un onduleur assurant la recherche du fonctionnement à puissance
maximale.
4.23
I nparafoudre
Courant Nominal de décharge avec onde 8/20 µs (en kA)
4.24
I max
Courant maximal de décharge d’un parafoudre avec onde 8/20 µs (en kA)
4.25
U CPV
Tension maximale de régime permanent d’un parafoudre
4.26
UP
Niveau de protection d’un parafoudre
4.27
I SCWPV
Tenue au courant de court circuit d’un parafoudre
5 Description des installations PV

Les schémas suivants donnent des exemples d’architectures d’installations PV traitées dans ce
guide :
• Exemple de schéma général d’une installation PV en Figure 1

• Schéma type d’une installation PV dans des locaux d’habitation avec revente totale de la
production en Figure 2
• Schéma type d’une installation PV dans des locaux d’habitations avec revente du surplus de la
production en Figure 3
• Schéma type d’une installation PV dans des bâtiments en Figure 4
C15-712-1I 2010-05-19
– 11 – UTE C 15-712-1
• Schéma type d’une centrale PV en Figure 5
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 12 –
5.1 Schéma général d’une installation PV :
Structure PV Partie DC : classe II Réseau de distribution
Compteurs
d’énergie
Modules
PV
Câbles de
chaînes AGCP
PV NFC14-100
Connecteurs
NFC15-100
Protection
contre les AGCP
surintensités
Boite de jonction
Interrupteur- de groupe
sectionneur
DC Puissance
Puissance
limitée surveillée
Câbles de
Parafoudre Coffret AC
groupes
DC
PV
Sectionneurs Parafoudre
AC Interrupteur
Boite de jonction de -
Liaison générateur Sectionneur
équipotentielle
Onduleurs avec général AC
protection de
découplage
Interrupteur- inégrée
sectionneur
DC
Câble Disjoncteur sortie

principal PV onduleur
(différentiel 30 mA
Interrupteur- Si locaux
sectionneur d’habitation)
général DC
Parafoudre
DC Prise de
terre du
bâtiment
Coffret DC
Figure 1 – Schéma général d’une installation PV
C15-712-1I 2010-05-19
– 13 – UTE C 15-712-1
5.2 Schéma type d’une installation PV dans des locaux d’habitation avec revente totale de
la production
Structure Partie DC : classe II Réseau de distribution

PV
Compteurs
Modules d’énergie
PV
AGCP
NFC14-100
Connecteurs NFC15-100
Câbles de
chaînes
PV
Liaison
équipotentielle
Coffret AC
Parafoudre
AC Interrupteur-
Sectionneur
Connecteur Coffret DC général AC
s
Câble principal
PV Onduleur avec
Interrupteur- protection d e
sectionneur découplage Disjoncteur
général DC intégrée différentiel
30 mA
Parafoudre
DC
Prise de
terre du
bâtiment
Figure 2 – Schéma type d’une installation PV dans des locaux d’habitation avec revente
totale de la production
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 14 –
5.3 Schéma type d’une installation PV dans des locaux d’habitation avec revente du
surplus de la production
Structure Partie DC : classe II Réseau de distribution

PV
Compteurs
Modules d’énergie
PV
AGCP
NFC14-100
Connecteurs NFC15-100
Câbles de
chaînes tableau de répartition
PV
Parafoudre AC
Liaison
équipotentielle
Coffret AC
Parafoudre
AC
Connecteur Coffret DC
s
Câble principal Interrupteur-
PV Sectionneur
Onduleur avec général AC
Interrupteur- protection de
sectionneur découplage
général DC intégrée
Disjoncteur
différentiel
30 mA
Parafoudre
DC
Prise de
terre du
bâtiment
Figure 3 – Schéma type d’une installation PV dans des locaux d’habitation avec revente du
surplus de la production
C15-712-1I 2010-05-19
– 15 – UTE C 15-712-1
5.4 Schéma type d’une installation PV dans des bâtiments

Note : les onduleurs peuvent être de type triphasé ou monophasé. Dans de dernier cas, il convient de répartir la
puissance sur les 3 phases.
Structure Partie DC : classe II

PV
Modules
PV Raccordement
au réseau de
distribution BT
ou HTA au
Câbles de
travers d’un
chaînes
transformateur
PV
Connecteur
s
Protection
contre les
surintensités
Interrupteur Boite de
- jonction de
sectionneur groupe
Interrupteur-
DC Sectionneur
général AC
NF C 15-100
Parafoudre
Art 558.1
DC Coffret AC
Parafoudre
AC
Onduleurs
Câble principal PV
Interrupteur- Disjoncteur
sectionneur sortie onduleur
général DC
Coffret
DC
Parafoudre
Prise de
DC
terre du
bâtiment
Note : une protection de découplage est à prévoir suivant le guide UTE C 15-400
Figure 4 – Schéma type d’une installation PV dans des bâtiments
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 16 –
5.5 Schéma type d’une centrale de production
Structure PV Partie DC : classe II
Raccordement
au réseau de
distribution
Modules HTA au travers
PV d’un
transformateur
Câbles de
chaînes
PV
Connecteur
s
Protection
contre les
surintensités
Interrupteur Boite de
sectionneur jonction de
DC groupe
Interrupteur-
Câbles de Sectionneur
Parafoudre général AC
groupes
DC Coffret AC NF C 15-100
PV
Art 558.1
Sectionneurs
Boite de jonction
Liaison générateur
équipotentielle
Parafoudre
Interrupteur- AC
sectionneur
DC Protection de
Câble principal PV découplage
(selon guide
Onduleur UTE C 15 400)
Interrupteur- centralisé
sectionneur
général DC
Disjoncteur
Parafoudre sortie onduleur
DC Prise de
terre
du bâtiment
Coffret DC
Figure 5 – Schéma type d’une centrale PV de production supérieure à 250kVA
C15-712-1I 2010-05-19
– 17 – UTE C 15-712-1
6 Mise à la terre de l’installation

6.1 Schémas des liaisons à la terre de la partie courant alternatif
Le schéma des liaisons à la terre est réalisé conformément aux exigences de la norme NF C 15-
100.
Lorsque l’installation PV est raccordée au réseau public de distribution basse tension d’une
manière générale, le schéma de liaison à la terre est de type TT pour lequel le conducteur neutre
des installations raccordées au réseau ne doit pas être relié à la terre.
Lorsque l’installation PV est raccordée au réseau public de distribution HTA par l’intermédiaire d’un
transformateur HT/BT, le schéma de liaison à la terre est de type TN ou IT.
6.2 Mise à la terre d’une polarité de la partie courant continu

Dans une installation PV, les dispositions de protection contre les contacts indirects ne font pas
appel au principe des schémas de liaison à la terre. La partie courant continu est réalisée selon les
règles de la classe II ou isolation équivalente.
Aucune polarité n’est reliée à la terre. Toutefois, pour des raisons fonctionnelles, certaines
technologies de modules photovoltaïques nécessitent qu’une polarité soit reliée à la terre soit
directement soit par l’intermédiaire d’une résistance. Cette mise à la terre pour des raisons
fonctionnelles est admise sous réserve du respect des conditions suivantes :
• Une isolation galvanique entre la partie d.c. et la partie a.c. est exigée, elle peut être soit interne
aux onduleurs, soit externe aux onduleurs. Lorsqu’elle est externe aux onduleurs, elle doit être
réalisée au moyen d’un transformateur par onduleur ou au moyen d’un transformateur unique à
plusieurs enroulements avec un enroulement séparé par onduleur. Il y a alors lieu de s’assurer
que les onduleurs utilisés sont compatibles avec ce type de mise en œuvre.
• La mise à la terre de la polarité est réalisée en un point unique de la partie d.c. d’un générateur
PV, à proximité de l’entrée d.c. de l’onduleur ou dans l’onduleur lui-même si celui-ci le permet.
La mise à la terre est de préférence située immédiatement en amont du dispositif de coupure et
de sectionnement de l’entrée d.c. de l’onduleur pour conserver la liaison à la terre du champ
même lors des phases de maintenance de l’onduleur.
• Lorsque la mise à la terre de la polarité d.c. est directe, pour se prémunir contre d’éventuels
défauts à la terre en amont de cette mise à la terre une protection par coupure automatique est
exigée pour éliminer tout courant de défaut circulant dans de le câble de mise à la terre. Les
mesures détaillées pour prévenir ce cas sont décrites à la partie 10, cas 2.
• Lorsque la mise à la terre de la polarité d.c. est effectuée par l’intermédiaire d’une résistance,
pour se prémunir contre d’éventuels défauts à la terre en amont de cette mise à la terre, une
surveillance par contrôleur d’isolement est exigée. Les mesures détaillées pour prévenir ce cas
sont décrites à la partie 10, cas 3.
Les caractéristiques du conducteur de mise à la terre fonctionnelle sont les suivantes :
• Le conducteur de mise à la terre fonctionnelle ne doit pas être repéré par la couleur vert-jaune.
• Dans le cas d’une mise à la terre directe, la section de ce conducteur doit être adaptée au
courant conventionnel de fonctionnement I 2 du dispositif de protection interrompant le courant
dans la mise à la terre. La section minimale est de 4mm² cuivre ou équivalent.
• Dans le cas d’une mise à la terre à travers une résistance, la section de ce conducteur doit être
adaptée au courant maximal susceptible de parcourir la résistance, calculé avec la tension
U OCMAX . La section minimale est de 4mm² cuivre ou équivalent.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 18 –
6.3 Mise à la terre des masses et éléments conducteurs

6.3.1 Partie courant continu
Pour minimiser les effets dus à des surtensions induites, les structures métalliques des modules et
les structures métalliques support (y compris les chemins de câbles métalliques) doivent être
reliées à une liaison équipotentielle elle-même reliée à la terre. Ces structures métalliques étant
généralement en aluminium, il convient d’utiliser des dispositifs de connexion adaptés. Les
conducteurs en cuivre nu ne doivent pas cheminer au contact de parties en aluminium. La mise en
œuvre de la mise à la terre des modules PV est réalisée conformément aux prescriptions du
fabricant.
Note : conformément à l’article 8.1 de la norme CEI 61730-2, un module avec des parties conductrices accessibles qui
forment l'armature du périmètre ou le système de montage, ou qui a une surface conductrice supérieure à 10 cm²
accessible après l'installation doit avoir des dispositions pour la mise à la terre.
Ces masses et éléments conducteurs d’une installation PV doivent être connectés à la même prise
de terre.
Les conducteurs de mise à la terre (isolés ou nus) ont une section minimale de 6 mm² cuivre ou
équivalent. Les conducteurs isolés doivent être repérés par la double coloration vert-et-jaune.
6.3.2 Partie courant alternatif
L’ensemble des masses coté a.c. doit être relié à la terre par un conducteur de protection
conformément au paragraphe 411.3.1.2 et à la partie 5-54 de la norme NF C 15-100.
Lorsqu’un transformateur est installé à l’extérieur de l’onduleur (transformateur BT/BT ou HT/BT)
une liaison équipotentielle est requise entre ces équipements.
6.3.3 Onduleur
La masse de l’onduleur doit être reliée à la liaison équipotentielle par un conducteur de section
minimale égale à 6 mm² Cu ou équivalent.et au conducteur de protection de la partie a.c.
7 Protection contre les chocs électriques

7.1 Généralités
Les matériels PV de la partie courant continu doivent être considérés sous tension, même en cas
de déconnexion de la partie courant alternatif.
7.2 Protection contre les contacts directs

7.2.1 Cas général
Les matériels électriques doivent faire l’objet d’une disposition de protection par isolation des
parties actives ou par enveloppe.
Les armoires ou coffrets contenant des parties actives accessibles doivent pouvoir être fermés soit
au moyen d'une clef, soit au moyen d'un outil, à moins qu'ils ne soient situés dans un local où
seules des personnes averties ou qualifiées peuvent avoir accès.
Lorsque les coffrets ou armoires ne sont pas situés dans un local où seules des personnes averties
ou qualifiées peuvent avoir accès, une protection contre les contacts directs doit être assurée
lorsqu’une porte d’accès est ouverte en utilisant du matériel possédant par construction ou par
installation, au moins le degré de protection IP2X ou IPXXB.
7.2.2 Cas particulier de la TBTS et TBTP

Lorsque la tension nominale du circuit TBTS est inférieure ou égale à 25 V valeur efficace en
courant alternatif ou 60 V en courant continu lisse, la protection contre les contacts directs par
isolation des parties actives ou par enveloppe n’est pas nécessaire.
Lorsque la tension nominale du circuit TBTP est inférieure ou égale à 12 V valeur efficace en
courant alternatif ou 30 V en courant continu lisse, la protection contre les contacts directs par
isolation des parties actives ou par enveloppe n’est pas nécessaire.
La tension courant continu lisse à considérer est la tension U OCMAX de l’installation
C15-712-1I 2010-05-19
– 19 – UTE C 15-712-1
Tableau 1 – Synthèse de la protection contre les contacts directs
Tension continue U ≤ 30 V 30 < U ≤ 60 60 < U ≤ 120

Tension alternative U ≤ 12 V 12 < U ≤ 25 25 < U ≤ 50
TBTS
Protection contre les Non nécessaire Non nécessaire Nécessaire
contacts directs
TBTP
Protection contre les Non nécessaire Nécessaire Nécessaire
contacts directs
7.3 Protection contre les contacts indirects

7.3.1 Généralités
Les règles de protection contre les contacts indirects sont celles énoncées dans la partie 4-41 de la
norme NF C 15-100.
Les circuits visés par le 411.3.3 de la norme NF C 15-100 et notamment les circuits des locaux
d’habitation doivent être protégés par dispositif différentiel de sensibilité inférieure ou égale à 30
mA.
Cette partie s’attache à décrire les différents modes de protection des personnes contre les
contacts indirects dans une installation photovoltaïque en fonction des dispositions mises en œuvre
coté d.c. et de la présence ou non d’une séparation galvanique par transformateur entre les parties
d.c. et a.c.

Pour la partie courant continu, (modules PV, boîtes de jonction, câbles de chaînes, câbles de
groupes, coffrets ou armoires de regroupement …), la protection contre les contacts indirects doit
être réalisée par au moins une des mesures suivantes :
• Protection par TBTS ou TBTP.

• Protection par isolation double ou renforcée.
Dans le cas d’installation d’armoires dans un local ou emplacement de service électrique avec
accès réservé à du personnel qualifié, cette armoire peut être de classe I.
7.3.2.1 Protection par TBTS ou TBTP

Les exigences de l’article 414 de la norme NF C 15-100 doivent être appliquées. La tension U OCMAX
ne doit pas dépasser 120V.
Une isolation galvanique doit être assurée entre la partie courant continu et la partie courant
alternatif conformément à 414.3 de la norme NF C 15-100.
7.3.2.2 Protection par isolation double ou renforcée

Les prescriptions de l’article 412 de la norme NF C 15-100 doivent être appliquées.
La protection contre les contacts directs est assurée par une isolation principale et la protection
contre les contacts indirects est assurée par une isolation supplémentaire, ou
La protection contre les contacts directs et contre les contacts indirects est assurée par une
isolation renforcée entre les parties actives et les parties accessibles

La protection contre les contacts indirects est assurée par isolation double ou renforcée ou par
coupure automatique de l’alimentation, selon l’une des mesures suivantes :
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 20 –
• En schéma TT par coupure au premier défaut ;

• En schéma TN par coupure au premier défaut ;
• En schéma IT par coupure au second défaut
Tableau 2 – légende des symboles utilisés

Onduleur
Modules Onduleur avec
sans
PV séparation
séparation
galvanique
galvanique
Le tableau 2 ci-dessous synthétise les différentes combinaisons selon les schémas de liaison à la
terre côté a.c. et selon mise à la terre fonctionnelle ou non côté d.c.
C15-712-1I 2010-05-19
– 21 – UTE C 15-712-1
Tableau 2 : Synthèse protection contre les contacts indirects.
Coté d.c. Schéma de principe Coté a.c. Remarques

Udc Principe de Principe de
protection protection
contre les contre les
contacts contacts
indirects indirects
≤120 V TBTS TBTS partie
a.c.
En schéma TN
ou IT :
411.3.2 NF
C15-100
En schéma La séparation galvanique
TT : entre le réseau d.c. et le
≤120 V TBTP TBTP partie DDR type AC réseau a.c. doit être assurée
a.c. ou A par un transformateur de
sécurité ou un convertisseur
dans les de sécurité.
locaux
d’habitation :
un DDR 30 mA
à immunité
renforcée
>120 V Classe II Classe II partie En schéma TN

a.c. ou IT :
411.3.2 NF
C15-100
En schéma
TT :
Les mesures de protection
DDR type AC
sont identiques que l’onduleur
ou A
Classe II partie soit avec ou sans séparation
a.c. galvanique
dans les
locaux
d’habitation :
un DDR 30 mA
à immunité
renforcée
Classe II BT/BT
En schéma TN
ou IT :
411.3.2 NF La mise à la terre coté d.c.
C15-100 est une mise à la terre
En schéma fonctionnelle.
TT :
DDR type AC Dans ce cas le suivi du niveau
Classe II partie d’isolement intégré aux
a.c. dans les onduleurs conformes à la
locaux prénorme DIN VDE 0126-1-1 doit
d’habitation : être adapté.
un DDR 30 mA
à immunité
renforcée
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 22 –
8 Protection contre les surintensités

8.1 Partie courant continu
La figure 6 ci-dessous résume les opérations à mener pour choisir les dispositifs de protection
contre les surintensités de la partie d.c. et dimensionner les câbles de cette partie.
C15-712-1I 2010-05-19
– 23 – UTE C 15-712-1
Données d’entrée
Nc Nombre de chaînes du générateur PV
Na Nombre de groupes du générateur PV
IscSTC Courant de court-circuit des modules PV aux conditions STC
IRM Courant assigné maximal du dispositif de protection des modules PV
(information fournie par le fabricant de module)
Calcul Ncmax
§8.1.2 Protection des modules PV
Ncmax = 1 + IRM / IscSTC
OUI NON
Nc Ncmax ?
Protection des modules PV Protection des modules PV

non obligatoire obligatoire
Calcul Npmax
Npmax = (1 + IRM / IscSTC) / 2,4
Choix Np
Np Npmax
OUI
Avec protection ?
NON OUI NON

Np = 1 ?
pas de protection des modules une protection par chaîne une protection pour Np chaînes
Choix protection Choix protection

In 1,4 IscSTC In Np 1,4 IscSTC
In IRM In IRM – (Np – 1) IscSTC
Câble de chaîne
Câble de chaîne Câble de chaîne Kp = 1 + (Np-1) / (Nc-Np)
Iz 1,25 IscSTC si Nc Iz I2 si Nc < 20 Nc* = Nc / Np
Iz (Nc – 1) 1,25 IscSTC si Nc Iz In si Nc 20 Iz kp I2 si Nc* < 20
Iz kp In si Nc* 20
§8.1.3 Protection des câbles de chaînes PV
Calcul
§8.1.4 Protection des câbles de groupes PV
IscSTC_Groupe = Nc/Na IscSTC
NON
Na 2?
OUI
NON
Avec protection ?
OUI
Choix protection
In 1,4 IscSTC_Groupe
Câble de groupe
Câble de groupe
Iz 1,25 IscSTC_Groupe si Na
Iz I2
Iz (Na – 1) 1,25 IscSTC_Groupe si Na
Calcul
IscSTC_Gen = Nc IscSTC
Câble principal
§8.1.5 Protection du câble principal PV
Iz 1,25 IscSTC_Gen
Figure 6 – Choix des protections contre les surintensités et des câbles pour la partie d.c.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 24 –
8.1.2 Protection des modules PV

Dans une installation avec plusieurs chaînes de modules PV en parallèle, les modules doivent être
protégés contre l’effet des courants inverses pouvant prendre naissance dans les chaînes en
défaut.
Si le générateur PV est constitué d’une chaîne unique, le courant de défaut inverse n’existe pas, et
aucun dispositif de protection contre les surintensités n’est exigé.
Si le générateur PV est constitué de deux chaînes en parallèle, le courant inverse maximal qui peut
circuler dans la chaîne en défaut peut valoir jusqu’à 1,25 I scSTC . Les modules de la chaîne en défaut
sont toujours capables de supporter ce courant inverse et aucun dispositif de protection des
chaînes contre les surintensités n’est exigé.
Si le générateur PV est constitué de Nc chaînes en parallèle (Nc > 2), le courant inverse maximal
qui peut circuler dans la chaîne en défaut peut valoir jusqu’à (Nc -1) 1,25 I scSTC . Un dispositif de
protection des chaînes contre les surintensités est exigé uniquement si le nombre de chaînes du
générateur Nc est supérieur à Nc max , nombre maximal de chaînes en parallèle sans protection.
Sauf déclaration du fabricant de modules PV sur le nombre maximal de chaînes en parallèle sans
protection, les règles suivantes s’appliquent.
La détermination de Nc max est donnée par le tableau 7, en fonction de la valeur du courant inverse
maximal des modules I RM et du courant de court-circuit des modules I scSTC .
Tableau 7 – Détermination de Nc max

Nombre maximal de chaînes en parallèle sans protection pour un générateur PV
Tenue en courant inverse du module Nc max

1 I scSTC ≤ I RM < 2 I scSTC 2
Cas général : Nc max ≤ (1 + I RM / I scSTC )
Note : Conformément à l’article 11.2 de la norme NF EN 61730-1, la valeur du courant I RM est fournie par le fabriquant de
modules.
Pour les générateurs PV avec un nombre de chaînes Nc supérieur à Nc max , l’utilisation de

dispositifs de protection contre les courants inverses est donc à prévoir.
La règle générale est que chaque chaîne soit protégée individuellement par un dispositif de
protection. Dans certains cas de modules ayant une tenue très élevée en courant inverse, Np
chaînes peuvent être raccordées en parallèle à un dispositif de protection unique.
Sauf déclaration du fabricant de modules PV sur le nombre maximal de chaînes raccordées en
parallèle à un dispositif de protection unique, les règles suivantes s’appliquent.
Le nombre maximal de chaînes en parallèle Np max raccordables à un dispositif de protection est

donné par le tableau 8.
C15-712-1I 2010-05-19
– 25 – UTE C 15-712-1
Tableau 8 – Détermination de Np max

Nombre maximal de chaînes en parallèle par dispositif de protection
Tenue en courant inverse du module Np max

1,4 I scSTC ≤ I RM < 3,8 I scSTC 1
Cas général : Np max ≤ (1 + I RM / I scSTC ) / 2,4
Le dimensionnement des dispositifs de protection se fait à l’aide du Tableau 9a.
Tableau 9a – Dimensionnement des dispositifs de protection des modules PV
Nc Np In
Nombre de Nombre de Courant inverse maximal Obligation Courant assigné des dispositifs
chaînes du chaînes par dans une chaîne de de protection
générateur dispositif de Protection
protection
1 - - -
2 - 1,25 IscSTC NON -
Nc ≤ Nc max - (Nc -1) 1,25 IscSTC -
In ≥ 1,4 IscSTC
1 (Nc -1) 1,25 IscSTC
I n ≤ I RM
Nc > Nc max OUI
In ≥ Np 1,4 IscSTC
Np > 1 (Nc -1) 1,25 IscSTC
I n ≤ I RM – (Np -1) IscSTC
Note : Si le choix est fait d’utiliser des dispositifs de protection dans le cas Nc ≤ Ncmax, les mêmes règles de
dimensionnement que le cas Nc > Ncmax seront utilisées.
Le choix du courant admissible I z des câbles de chaînes PV doit tenir compte des différents
facteurs de correction définis dans la partie 5-52 de la norme NF C 15-100.
8.1.3 Protection des câbles de chaînes PV

Le dimensionnement des câbles de chaînes PV prend en compte le choix du dispositif de protection
des modules PV adopté en 8.1.2.
Le dimensionnement des câbles de chaînes PV se fait à l’aide du Tableau 9b.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 26 –
Tableau 9b – Courants admissibles des câbles de chaînes PV
Nc Np In Iz
Nombre de Nombre de Courant inverse Avec Courant Courant admissible des
chaînes du chaînes par maximal dans un Protection assigné des câbles de chaînes
générateur dispositif câble de chaîne ? dispositifs de
de protection des
protection modules
1 - - - Iz ≥ 1,25 IscSTC
2 - 1,25 IscSTC - Iz ≥ 1,25 IscSTC
NON
(Nc -1) 1,25
Nc - - Iz ≥ (Nc -1) 1,25 IscSTC
IscSTC
(Nc -1) 1,25 Iz ≥ I2 si Nc < 20

1
IscSTC In Iz ≥ In si Nc ≥ 20
Nc OUI déterminé par
(Nc -1) 1,25 le tableau 9a Iz ≥ kp I2 si Nc/Np < 20
Np > 1
IscSTC Iz ≥ kp In si Nc/Np ≥ 20
Note : Pour les disjoncteurs conformes à la norme NF EN 60947-2, le courant conventionnel de fonctionnement I2 est pris
égal à 1,3 In. Pour les fusibles PV, le courant I2 est pris égal à 1,45 In.
Afin de dimensionner la section des câbles de chaînes à ce qui est strictement nécessaire à la
sécurité électrique, il est proposé une détermination du courant admissible des chaînes de câbles
en fonction du risque d’occurrence d’une surcharge prolongée à un niveau de courant compris
entre In et I2 :
Pour Nc < 20 ou Nc/Np < 20, le risque d’occurrence est significatif. La condition 1b de la
partie 433.1 de la norme NF C 15-100 n’est pas applicable et Iz doit être supérieur ou égal à
I2 ou à kp I2.
Pour Nc ≥ 20 ou Nc/Np ≥ 20, le risque d’occurrence n’est pas significatif. La condition 1b de
la partie 433.1 de la norme NF C 15-100 est applicable et Iz doit être supérieur ou égal à In
ou à kp In.
Le coefficient kp est utilisé si Np, le nombre de chaînes par dispositif de protection, est supérieur à
1. Il permet de prendre en compte les courants fournis par les chaînes directement en parallèle sur
la chaîne en défaut, et ne passant pas par un dispositif de protection. Il se calcule par la formule
suivante : Kp = 1 + (Np – 1) / (Nc – Np). Il est toujours supérieur à 1 et tend vers 1 quand Nc est
grand.
Le choix du courant admissible I z des câbles de chaînes PV doit tenir compte des différents
8.1.4 Protection des câbles de groupes PV

Dans une installation avec plusieurs groupes PV en parallèle, les câbles de groupes doivent être
protégés contre l’effet de courants inverses dû à un court-circuit dans un groupe.
Si le générateur PV est constitué de deux groupes en parallèle, le courant inverse maximal circulant
dans le câble du groupe en défaut peut valoir jusqu’à 1,25 I scSTC_Groupe .
Si le générateur PV est constitué de Na groupes en parallèle (Na > 2), le courant inverse maximal
circulant dans le câble du groupe en défaut peut valoir jusqu’à (Na -1) 1,25 I scSTC_Groupe .
Un dispositif de protection des câbles de groupes PV contre les surintensités n’est exigé que si leur
courant admissible est inférieur au courant inverse maximal de groupe.
C15-712-1I 2010-05-19
– 27 – UTE C 15-712-1
Les dimensionnements des dispositifs de protection et des câbles de groupes PV sont déterminés à
l’aide du Tableau 10.
Tableau 10 – Courants admissibles des câbles de groupes PV et choix des dispositifs de

protection associés
Na In Iz
Nombre de Courant inverse Avec Courant assigné des Courant admissible des
groupes du maximal dans un câble protection dispositifs de câbles de groupes
générateur de groupe ? protection de
groupes
1 - - Iz ≥ 1,25 IscSTC_Groupe
2 1,25 IscSTC_Groupe - Iz ≥ 1,25 IscSTC_Groupe
NON
(Na -1) 1,25 Iz ≥ (Na -1) 1,25
Na > 2 -
IscSTC_Groupe IscSTC_Groupe
(Na -1) 1,25 In ≥ 1,4

Na > 2 OUI Iz ≥ I2
IscSTC_Groupe IscSTC_Groupe
Note 1 : Pour les disjoncteurs conformes à la norme NF EN 60947-2, le courant conventionnel de fonctionnement I2 est
pris égal à 1,3 In. Pour les fusibles PV, le courant I2 est pris égal à 1,45 In.
Note 2 : Calcul de IscSTC_Groupe_= Nc/Na IscSTC
Le risque d’occurrence d’une surcharge prolongée dans un câble de groupe à un niveau de courant
compris entre In et I2 est élevé car le nombre de groupes est généralement faible. La condition 1b de la
partie 433.1 de la norme NF C 15-100 n’est pas applicable et Iz doit être supérieur ou égal à I2.
Si le nombre de groupes est supérieur ou égal à 20, les exigences du tableau 9b, transposées aux courants
et protections de groupes, s’appliquent.
Le choix du courant admissible I z des câbles de groupes PV doit tenir compte des différents
8.1.5 Protection du câble principal PV

Le câble principal d’un générateur PV doit être dimensionné avec un courant admissible I z
supérieur ou égal à 1,25 I scSTC_Gen .
Note: Calcul de IscSTC_Gen_= Nc IscSTC
Le choix du courant admissible I z du câble principal PV doit tenir compte des différents facteurs de
correction définis dans la partie 5-52 de la NF C 15-100.
8.1.6 Caractéristiques des dispositifs de protection contre les surintensités

Les dispositifs de protection contre les surintensités doivent être soit des fusibles conformes à la
norme NF EN 60269-1 soit des disjoncteurs conformes à la norme NF EN 60947-2. Ces dispositifs
doivent être mis en œuvre sur les deux polarités quelle que soit la configuration de l’installation.
Ces dispositifs doivent pouvoir fonctionner pour des applications d.c. et doivent respecter les
dispositions suivantes spécifiques aux installations photovoltaïques :
• La tension assignée d’emploi (Ue) doit être supérieure ou égale à la tension U OCMAX du
générateur photovoltaïque;
• Le courant assigné I n est déterminé dans le chapitre 8 (Protection contre les surintensités) ;
• Dans le cas d’utilisation de fusibles, le courant conventionnel de fusion doit être tel que : I nf =
1,13 I n et If = 1,45 I n ;
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 28 –
• Le pouvoir assigné de coupure doit être au moins égal à 1,25 I scstc du générateur
photovoltaïque ;
• La température de fonctionnement au lieu d’installation pouvant différer de la température
spécifiée dans les normes produits, l’installateur doit consulter la documentation du constructeur
pour sélectionner les produits ;
• Ces dispositifs doivent posséder le marquage utilisation en courant continu (indication « courant
continu » ou symbole ). Pour les disjoncteurs, l’appareil doit être indépendant du sens
de passage du courant.
8.2 Partie courant alternatif

8.2.1 Protection contre les surcharges
Les circuits a.c. sont protégés contre les surcharges conformément aux prescriptions de l’article
433 de la norme NF C 15-100.
Pour chaque onduleur, le courant d’emploi à prendre en compte est le courant maximal donné par
le fabricant d’onduleur ou à défaut 1,1 fois son courant nominal.
Le courant assigné du tableau où est raccordée l’installation PV doit prendre en compte le courant
d’emploi de l’onduleur.
Le choix du calibre du dispositif de protection doit tenir compte des contraintes particulières telles
que, par exemple, montage cote à cote d’appareillages utilisés simultanément à leur courant
nominal et/ou température ambiante élevée.
8.2.2 Protection contre les courts-circuits
En cas de court-circuit au niveau d’un onduleur ou de sa canalisation, l’onduleur est considéré
comme la charge et le réseau public comme la source.
Le pouvoir de coupure des dispositifs de protection des installations raccordées au réseau est
déterminé en tenant compte des courants de courts-circuits maximaux susceptibles d'apparaître en
provenance du réseau.
Dans le cas d'un branchement à puissance limitée, compte tenu des protections amont (présence
de fusibles AD), un pouvoir de coupure de 3 kA est suffisant pour les dispositifs de protection
contre les courts-circuits en aval du point de livraison.
Dans le cas d’un ensemble onduleur/transformateur, pour la partie d’installation située entre
l’onduleur et son transformateur BT/BT ou HT/BT situé à proximité, il n’est pas nécessaire de
prévoir de dispositif de protection contre les courts-circuits entre le transformateur et l’onduleur
lorsque cette fonction de protection est assurée par la protection du transformateur.
9 Protection de découplage
Cette protection est destinée à la déconnexion des générateurs en cas de :
• défaut sur le réseau public de distribution,

• disparition de l’alimentation par le réseau public de distribution,
• variations de la tension ou de la fréquence supérieures à celles spécifiées par le distributeur.
Cette protection de découplage est conforme aux dispositions du guide UTE C 15-400. Elle est du
type B.1 pour les installations présentant une puissance totale maximale d’onduleur n’excédant pas
250 kVA et de type H pour les installations d’une puissance supérieure.
Dans les installations présentant une puissance totale d’onduleur n’excédant pas 250 kVA, la
protection de découplage peut être intégrée aux onduleurs. Elle doit alors être conforme à la
prénorme DIN VDE 0126-1-1.
10 Prévention contre la dégradation des installations photovoltaïques

Afin de prévenir la dégradation des installations PV due aux influences externes particulières et à la
présence de courant continu, et malgré la mise en œuvre de mesures telles que l’imposition de la
C15-712-1I 2010-05-19
– 29 – UTE C 15-712-1
double isolation et de câbles mono conducteurs, des mesures complémentaires doivent être mises
en œuvre sur la partie courant continu.
Les mesures à appliquer sont décrites par le Tableau 11 et dépendent de :
• La mise à la terre ou non d’une polarité d.c. pour des besoins fonctionnels d’un générateur PV.
La mise à la terre peut être directe ou réalisée à travers une résistance.
• La présence ou non d’une séparation galvanique dans l’onduleur ou dans la partie courant
alternatif.
Note : Avec une séparation galvanique dans la partie a.c. de l’installation, le raccordement entre l’onduleur et le
transformateur doit être entièrement flottant par rapport à la terre pour qu’une mise à la terre fonctionnelle d’une polarité
d.c. soit possible.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 30 –
Tableau 11 – Synthèse des dispositions de prévention
Séparation Polarité d.c.

Dispositions pour la prévention
galvanique à la terre
Cas 1 – Champ PV flottant avec séparation galvanique

Dispositif
o Contrôleur permanent d'isolement (CPI) sur la partie d.c. et
répondant à la norme NF EN 61557-8
o Pour les onduleurs répondant à la norme VDE 0126-1-1, le contrôle
d’isolement intégré est accepté pour répondre à cette mesure.
o La surveillance doit être assurée pour la tension maximale U OCMAX
du générateur photovoltaïque
Actions
o Déclenchement d’une alarme sonore et/ou visuelle en cas de
passage de l’isolement sous le seuil d’alarme du CPI.
Non o Le fonctionnement de l’onduleur sous défaut d’isolement est toléré
Oui
jusqu’à la fin de la journée de production.
o Lors de la phase de démarrage du début de journée, l’onduleur ne
doit pas se connecter au réseau a.c. si un défaut d’isolement est
présent dans le champ PV.
o Dans le cas d’une installation surveillée pendant la production par
du personnel BA4 ou BA5, la détection de défaut par les moyens
complémentaires autorise le redémarrage de l’installation le
lendemain matin.
Remarques
o Le choix du seuil d’alarme du CPI est fonction de la technologie des
modules PV et de la surface du champ PV.
Note : Dans le cas d’un générateur étendu (>100kWc), il est recommandé de
prévoir la mise en œuvre de détecteurs permettant la localisation sous tension du
défaut d’isolement dans le champ PV.
Cas 2 - Champ PV à la terre avec séparation galvanique

Dispositif
o Appareil de protection par coupure automatique permettant
d’éliminer un courant de défaut circulant dans de le câble de mise à
la terre fonctionnelle du générateur PV.
o La mise à la terre du champ est située à proximité de l’entrée d.c.
de l’onduleur où dans l’onduleur si celui-ci le permet.
o L’appareil de protection doit avoir un pouvoir de coupure minimal
de 1,25 x I scST C du générateur et tenir une tension maximale U OCMAX
Actions
o Arrêt ou déconnexion immédiate de l’onduleur, côté a.c.
o Déclenchement d’une alarme sonore et/ou visuelle
Remarques
Directe o Dans le cas d’une protection insérée directement dans le câble de
Oui
mise à la terre, le choix du niveau de protection minimal est
fonction de la technologie des modules PV et de la surface du
champ PV.
o Pour les onduleurs répondant à la norme VDE 0126-1-1, une
adaptation du contrôle d’isolement est nécessaire pour permettre
leur utilisation avec une polarité mise à la terre.
NOTE : Une disposition complémentaire pour permettre d’identifier un

défaut sur la polarité déjà connectée à la terre peut être mise en œuvre.
o Surveillance quotidienne de l’isolement des deux polarités de la
partie d.c. (y compris celle raccordée à la terre) par rapport à la
terre. Le test de l’isolement de la partie d.c. est réalisé avec la terre
fonctionnelle ouverte.
o Déclenchement d’une alarme sonore et/ou visuelle en cas de
passage de l’isolement sous le seuil d’alarme du contrôleur
d’isolement et interdit à l’onduleur de se connecter au réseau a.c.
o Pour les onduleurs répondant à la norme VDE 0126-1-1, le contrôle
d’isolement intégré est accepté pour répondre à cette mesure s’il
C15-712-1I 2010-05-19
– 31 – UTE C 15-712-1
Séparation Polarité d.c.

Dispositions pour la prévention
galvanique à la terre
est adapté.
Cas 3 - Champ PV à la terre par résistance avec séparation galvanique

Dispositif
o Contrôleur permanent d'isolement (CPI) sur la partie d.c. et
répondant à la norme NF EN 61557-8
o Pour les onduleurs répondant à la norme VDE 0126-1-1, une
adaptation du contrôle d’isolement est nécessaire pour répondre à
cette mesure ou pour permettre l’utilisation d’un dispositif extérieur.
o La surveillance doit être assurée pour la tension maximale U OCMAX
par
Résistance Actions
Oui o Déclenchement d’une alarme sonore et/ou visuelle en cas de
passage de l’isolement sous le seuil d’alarme du CPI. Le
fonctionnement de l’onduleur sous défaut d’isolement est toléré
jusqu’à la fin d’une journée de production.
o Lors de la phase de démarrage du début de journée, l’onduleur ne
doit pas se connecter au réseau a.c. si un défaut d’isolement est
présent dans le champ PV.
Remarques
o Le choix du seuil d’alarme du CPI est fonction de la technologie des
modules PV, de la surface du champ PV, et doit prendre en compte
la valeur de la résistance.
o La résistance doit être dimensionnée en valeur et puissance à l’aide
du constructeur de modules PV.
Cas 4 - Champ PV flottant sans séparation galvanique

• Dispositif
o Dispositif à courant différentiel résiduel avec capacité à détecter
une composante continue.
o Le dispositif est placé du côté a.c. Pour le choix du type, il
conviendra de se rapprocher du constructeur de l’onduleur.
o Pour les onduleurs répondant à la norme VDE 0126-1-1, le
dispositif intégré de surveillance des courants de fuite est accepté
Non pour répondre à cette mesure.
Non • Actions
o Déconnexion immédiate de l’onduleur, côté a.c.
o Déclenchement d’une alarme sonore et/ou visuelle
Note :
Une surveillance quotidienne de l’isolement de la partie d.c. par rapport à la terre
est recommandée.
Le test de l’isolement de la partie d.c. est réalisé avec l’onduleur non connecté à
la partie a.c. Il déclenche une alarme sonore et/ou visuelle en cas de passage de
l’isolement sous le seuil d’alarme du contrôleur d’isolement et interdit à l’onduleur
de se connecter au réseau a.c.
Pour les onduleurs répondant à la norme VDE 0126-1-1, le dispositif intégré de
contrôle de l’isolement réalise cette fonction.
Non Directe Cas 5 - Champ PV à la terre sans séparation galvanique

Configuration non autorisée
par
Résistance Cas 6 - Champ PV à la terre par résistance sans séparation galvanique
Non
Configuration non autorisée
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 32 –
11 Chute de tension
11.1 Généralités
L’optimisation technico-économique conduit à réduire au maximum les chutes de tension.
11.2 Installation à courant continu

La chute de tension maximale autorisée dans la partie courant continu de l’installation est de
3 % à I mppSTC (conditions d’essais normalisées).
Le calcul de cette chute de tension est effectué dans les conditions suivantes :
• la résistivité du câble est celle correspondant à la température maximale de l’âme en service

normal (ρ = 1,25 x ρ0 tel que défini par la partie 5-52 de la norme NF C 15-100)
• La tension de référence à prendre en compte pour la chute de tension est la tension U mpp STC
• Le courant à prendre en compte pour la chute de tension est le courant I mppSTC (STC: conditions
d’essais normalisées).
• La chute de tension doit être calculée pour chaque groupe PV puis pour chaque chaîne du
même groupe. On prend la chute de tension la plus importante.
11.3 Installation à courant alternatif
Pour les installations PV directement connectées au réseau public de distribution BT, la chute de
tension maximale autorisée entre les bornes a.c. de l’onduleur et le point de livraison (NF C 14-
100) est de 3 % à puissance nominale du ou des onduleurs. Il est recommandé de limiter cette
chute de tension à 1 % de façon à limiter d’une part les pertes d’énergie et d’autre part les
découplages momentanés de l’onduleur en préservant une marge entre la tension moyenne de
fonctionnement de l’onduleur et le réglage de sa protection à maximum de tension.
Pour les installations PV connectées au réseau public de distribution HTA par l’intermédiaire d’un
transformateur HTA/BT, les mêmes recommandations s’appliquent sur la partie basse tension.
C15-712-1I 2010-05-19
– 33 – UTE C 15-712-1
12 Dispositif de sectionnement et de coupure (Remettre version H)

12.1 Généralités
Lors du choix et de la mise en œuvre des dispositifs de coupure et de sectionnement entre
l’installation PV et le réseau public de distribution, ce réseau doit être considéré comme la source
et l’installation PV comme la charge.
De même, coté d.c. l’onduleur est considéré comme la charge et le champ PV comme la source d.c.
12.2 Dispositifs de sectionnement

Pour permettre la maintenance des onduleurs PV, des moyens de sectionnement doivent être
prévus par onduleur, à proximité, tant du côté continu que du côté alternatif.
Tous les dispositifs de sectionnement doivent être omnipolaires.
Le dispositif de sectionnement installé côté continu peut ne pas être à ouverture simultanée de
chaque polarité.
12.3 Dispositifs de coupure d’urgence

Pour permettre les interventions de maintenance au niveau des boites de jonctions équipées de
protections, un dispositif de coupure doit être prévu à l’intérieur ou à proximité en aval de ces
protections
En application des règles du 463 et du 536.3 de la norme NF C 15-100, des dispositifs de coupure
d’urgence côté a.c. et côté d.c. doivent être prévus pour couper, en cas d’apparition d’un danger
inattendu, les alimentations électriques.
Ces dispositifs peuvent être des interrupteurs ou, des disjoncteurs ou, des contacteurs, tel que
défini par le Tableau 53E de la norme NF C15-100. Les dispositifs à semi-conducteurs ne
répondent pas à cette exigence.
Tout dispositif de coupure d’urgence doit être à coupure omnipolaire et simultanée.
Les commandes des dispositifs de coupure d’urgence côté d.c et côté a.c. doivent être facilement
reconnaissable et rapidement accessibles. Les dispositifs de coupure d’urgence ne doivent pas être
intégrés à l’onduleur.

12.3.2.1 Dispositions générales
La coupure d’urgence peut être assurée par une commande manuelle de l’organe de coupure ou
par l’intermédiaire d’une action télécommandée.
Chaque alimentation d’onduleur doit pouvoir être coupée. Dans le cas d’onduleurs à entrées
multiples, il est admis d’assurer la coupure d’urgence par des dispositifs à commande séparées.
12.3.2.2 Dispositions particulières aux locaux d’habitation

En cohérence avec les règles du 771.463 de la norme NF C 15-100, dans les locaux d’habitations,
les dispositifs de coupure d’urgence doivent être à action manuelle directe.

12.3.3.1 Dispositions générales
La coupure d’urgence peut être assurée par une commande manuelle de l’organe de coupure ou
par l’intermédiaire d’une action télécommandée.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 34 –
12.3.3.2 Dispositions particulières aux locaux d’habitation
Si le cheminement entre l’onduleur et le réseau traverse la partie habitation, le dispositif de coupure

d’urgence de l’installation PV doit être installé, conformément aux articles 771.463 et 771.558 de la
norme NF C 15-100, dans la partie habitation dans la Gaine Technique Logement si elle existe.
En cohérence avec les règles du 771.463 de la norme NF C 15-100, dans les locaux d’habitations,
les dispositifs de coupure d’urgence doivent être à action manuelle directe.
12.4 Coupure pour intervention des services de secours

Si une coupure est exigée pour permettre l’intervention des services de secours en cas d’incendie,
celle-ci doit répondre aux principes suivants :
• coupure de l'alimentation de la consommation du bâtiment (Ex : réseau de distribution publique)

• coupure de l'alimentation de la partie a.c. du ou des onduleurs
• coupure de l’alimentation de la partie d.c. du ou des onduleurs au plus près des panneaux
photovoltaïques
Les organes de commande doivent être regroupés et leur nombre limité à deux.
Le séquencement des manœuvres doit être indifférent.
Les appareillages à mettre en œuvre sont des appareils à coupure électromécanique interrupteur,
disjoncteur, contacteur, (voir note 2)
Note 1 : Le seul arrêt de l’onduleur ne réalisa pas une coupure de la partie a.c car le câble situé côté réseau (en amont de
l’onduleur) reste sous tension.
Note 2 : Conformément aux exigences du tableau 53E de la NF C15-100 les dispositifs à semi-conducteurs ne sont pas
admis.
13 Protection contre les surtensions d’origine atmosphérique ou dues à des

manœuvres
13.1 Généralités
Les informations contenues dans ce chapitre traitent de la protection contre les surtensions pour les
installations photovoltaïques raccordées au réseau en complément de la norme NF C 15-100 et du
guide UTE C 61-740-52.
Note : Compte tenu de la sensibilité et de l’implantation des modules photovoltaïques, une attention particulière doit
également être portée à la protection contre les effets directs de la foudre, en particulier pour les installations de taille
importante. Ce sujet est traité par les normes NF EN 62305-1 à -3 (C 17-100-1 à -3) et la norme NF C 17-102
13.1.1 Principes de protection
13.1.1.1 Protection par équipotentialité
Comme décrit par la partie 6.3, un conducteur d’équipotentialité doit relier toutes les structures
métalliques des modules et les structures métalliques des supports de l’installation PV (y compris
les chemins de câbles métalliques) en présence ou non de parafoudres. Ce conducteur doit être
relié à la terre.
13.1.1.2 Protection par parafoudres

Les conditions d’installations des parafoudres sont décrites en 13.2
13.2 Conditions d’installation des parafoudres

13.2.1 Condition d’installation de parafoudre côté a.c.
Basé sur le guide UTE C 61-740-52, la protection par parafoudre. est obligatoire en présence de
paratonnerre ou lorsque la densité de foudroiement (Ng) est supérieure à 2,5.
C15-712-1I 2010-05-19
– 35 – UTE C 15-712-1
13.2.2 Condition d’installation de parafoudre côté d.c.

13.2.2.1 Installation sans paratonnerre
La longueur L est la distance cumulée entre l’onduleur(s) et les points les plus éloignés des
modules photovoltaïques constituant la chaîne, en sommant la longueur des parcours
conformément aux principes de la figure 6.
Figure 7 – Principe de calcul de la longueur L
Le tableau 11 définit les conditions d’installation des parafoudres coté d.c.
Tableau 11 : Conditions d’installation des parafoudres côté d.c.
Locaux Centrale de
Type d’installation BâtimentsTertiaire/Industriel/Agricoles
d’habitation production
Lcrit (en m) 115/Ng 200/Ng 450/Ng
(2)
L ≥ Lcrit Parafoudre(s) obligatoire(s) côté DC
(1)
L < Lcrit Parafoudre(s) non obligatoire(s) côté DC
Note 1 : L’utilisation de parafoudres peut également être nécessaire pour la protection d’installations photovoltaïques dont
le coût et l’indisponibilité peuvent être critiques.
Note 2 : La mise en œuvre de parafoudres peut ne pas être indispensable dans le cas où tous les câbles d.c. sont
protégés par des enveloppes métalliques assurant un écran réduisant les effets électro magnétiques.
13.2.2.2 Installation avec paratonnerre

La mise en œuvre de parafoudre(s) type 2 est obligatoire côté DC.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 36 –
13.3 Protection contre les surtensions des installations sans paratonnerre

13.3.1 Choix et mise en œuvre de parafoudres du côté a.c.
Lorsqu’un parafoudre est prescrit pour la partie a.c. d’une installation PV raccordée au réseau
public de distribution à basse tension, il est toujours installé dans le tableau situé au plus près de
l’origine de l’installation dans l’installation. Lorsque ce parafoudre est situé à plus de 10 mètres de
l’onduleur un second parafoudre doit être installé à proximité de celui ci.
Le choix et la mise en œuvre sont effectués en suivant les règles énoncées dans les articles 443 et
534 de la norme NF C 15-100.
Pour les installations raccordées au réseau HTA, une étude spécifique est à valider avec le
distributeur.
13.3.2 Choix et mise en œuvre de parafoudres du côté d.c.

.Lorsqu’un parafoudre est prescrit pour la partie d.c. d’une installation PV, il est toujours installé
dans le tableau situé le plus proche de l’onduleur. Lorsque l’une des chaînes est située à plus de
10 m de l’onduleur, un second parafoudre est recommandé à proximité des chaînes.
NOTE Selon le guide UTE C 61740-52, la tension vue par les équipements dépend de leur éloignement relatif au
parafoudre. Au-delà de 10 m, la valeur de cette tension peut être doublée sous l’effet de résonances (phénomènes
d’amplification du fait des fréquences élevées des surtensions d’origine foudre). Le parafoudre complémentaire peut ne
pas être nécessaire si le niveau de protection Up du parafoudre localisé à proximité de l’onduleur est inférieur à 40% de la
tension de tenue aux chocs du champ photovoltaïque.
Les caractéristiques des parafoudres installés côté d.c. sont définies comme suit
13.3.2.1 Choix de I nparafoudre

Les parafoudres sont de type 2 avec une valeur minimale du courant nominal de décharge I n de
5 kA.
Un courant nominal de décharge supérieur à la valeur exigée procurera une durée de vie plus
longue au parafoudre.
Note : les parafoudres basés sur la technologie des diodes à avalanche peuvent demander d’autres conditions.
13.3.2.2 Choix de Imax

Ce paramètre est utilisé pour la coordination énergétique des parafoudres : se rapporter aux
informations du constructeur.
Note : cette coordination peut être réalisée, par analogie avec les réseaux a.c., selon les règles du guide UTE C 61-740-
52.
13.3.2.3 Choix de Up
La valeur de U p doit être inférieure à 80% de la valeur de la tension de tenue aux chocs des
matériels à protéger
En l’absence d’information de la part des constructeurs, la tension de tenue aux chocs Uw est considérée
égale à celle du Tableau 12 pour les modules et les équipements de conversion.
Tableau 12 : Tension de tenue aux chocs Uw lorsqu’aucune information n’est disponible
Uw (kV)
U ocmax
(V) module PV onduleur
100 1,5
150 2,5
300 4
400 3,1
600 6 4,2
800 5,1
1000 8 5,6
C15-712-1I 2010-05-19
– 37 – UTE C 15-712-1
13.3.2.4 Choix de U CPV

La valeur de la tension maximale admissible par le parafoudre U CPV doit être sélectionnée en
fonction de la tension maximale à vide du générateur PV correspondant à la tension U ocSTC donnée
par les constructeurs de modules PV. La tension U CPV doit être supérieure ou égale à la tension
maximale U OCMAX du générateur photovoltaïque. Quels que soient les modes de protection du
parafoudre, celui-ci doit aussi pouvoir supporter la tension maximale U OCMAX entre ces bornes
actives (bornes + et -) et la terre.
13.3.2.5 Choix de I SCWPV et du dispositif de protection associé au parafoudre
Le parafoudre doit être équipé d’un dispositif de déconnexion externe, si préconisé par le
constructeur ; cet ensemble doit être dimensionné pour fonctionner quel que soit le courant produit
par les modules PV.
Note : Les parafoudres peuvent arriver en fin de vie pour les raisons suivantes :
• par emballement thermique dû à un cumul excessif de contraintes de foudre n’excédant pas ses caractéristiques,
mais conduisant à une destruction lente de ses composants internes ;
• par mise en court-circuit due à un dépassement de ses caractéristiques conduisant à une dégradation brutale de
son impédance.
La valeur maximale I SCWPV du courant admissible par le parafoudre et son éventuel déconnecteur
doit être sélectionnée en fonction du courant que peut délivrer le générateur photovoltaïque I SCSTC .
Ce courant correspond à la somme des courants qui peut être délivrée par la mise en parallèle de
plusieurs chaines PV ou groupes de chaines PV en amont du point d’installation du parafoudre. Le
courant I SCWPV doit être supérieur ou égal à 1,25 x I SCSTC du générateur PV.
Les parafoudres pour lesquels ce paramètre n’est pas déclaré ne doivent pas être utilisés.
NOTE la valeur de 1,25 tient compte du fait que la valeur du courant délivré par le générateur en fonctionnement normal
peut varier au-delà de I SCST C selon le niveau d’ensoleillement, la température ambiante, etc.
13.4 Règles complémentaires pour la protection contre les surtensions des installations
avec paratonnerre
Les règles sont définies dans le guide UTE C 61-740-52.
14 Choix et mise en œuvre des matériels

14.1 Généralités
La tension assignée d’emploi de tous les matériels de la partie d.c. doit être égale ou supérieure à
la tension U OCMAX
Dans le cas de locaux collectifs (à usage tertiaire ou d’habitation) avec présence d’une production
photovoltaïque en parties communes, les canalisations issues des modules PV devront cheminer
par l’extérieur des parties privatives jusqu’aux boites de jonction de chaine/de groupe situées dans
des parties communes ou locaux ou emplacement de service électrique dédiés à cet usage.
Les matériels installés à l’extérieur doivent posséder le degré de protection minimum IP44. Leur
degré de protection contre les impacts mécaniques doit être au moins de IK07 conformément à la
norme NF EN 62262 (C 20-015).
Les parties courant continu et courant alternatif de l’installation peuvent cohabiter dans un même
tableau, s’il existe une séparation physique entre ces deux parties.
Pour la partie d.c., toutes les boîtes de jonction et coffrets doivent porter un marquage visible et
inaltérable indiquant que des parties actives internes à ces boîtes ou coffrets restent sous tension
après sectionnement de l’onduleur PV (voir article 15).
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 38 –
Les interventions sur les matériels, appareillages et connexions démontables doivent pouvoir être
effectuées en toute sécurité.
Pour la partie d.c., les dispositifs de connexion accessibles aux personnes non averties ou non
qualifiées ne doivent être démontables qu’à l’aide d’un outil par construction ou par installation.
Pour la partie d.c., il est impératif de protéger toutes les connexions ou dispositifs de
sectionnement contre une ouverture en charge accidentelle ou non autorisée conformément au
536.2.3 de la norme NF C15-100. En dehors des locaux accessibles aux personnes autres que
averties ou qualifiées (BA4 ou BA5), les appareils n’ayant pas de caractéristique de coupure en
charge doivent nécessiter : l’utilisation d’une clé, d’un outil ou la manœuvre directe d’un appareil
ayant la caractéristique de coupure en charge. Dans les locaux accessibles aux personnes averties
ou qualifiées (BA4 ou BA5), et à l’intérieur des coffrets ou armoires, une signalisation «ne pas
manœuvrer en charge» doit être apposée à proximité de ces appareils de sectionnement.
Note : les dispositifs de sectionnement évoqués sont notamment, les connecteurs, les sectionneurs fusibles, les
parafoudres sur socles…
Dans le cas des locaux d’habitation, les matériels de l’installation photovoltaïque peuvent ne pas
être installés dans la GTL.
En présence d’un transformateur, les onduleurs et éventuellement le tableau général basse tension
doivent être installés à proximité de ce dernier dans le même local ou dans des locaux contigus.
14.2 Canalisations
14.2.1 Choix
Le dimensionnement des canalisations est effectué conformément aux règles de la NF C 15-100 sur
la base de câbles à isolation PR.
Les câbles sont au minimum de type C2 (non propagateur de la flamme) et choisis parmi ceux
ayant une température admissible sur l’âme d’au moins 90 °C en régime permanent.
Les câbles de la partie d.c. doivent être choisis de manière à réduire au maximum le risque de
défaut à la terre ou de court-circuit. Cette condition est assurée en utilisant des câbles
monoconducteurs d’isolement équivalent à la classe II (double de la tension d’utilisation).
NOTE : Les câbles PV 1000F sont utilisables jusqu’à 1500 V d.c. Les câbles H07 RN F installés à poste fixe et R02V sont
utilisables jusqu’à 1500 V d.c.
Les câbles soumis directement au rayonnement solaire doivent répondre à la condition d’influence
externe AN3 (résistant aux rayons ultra-violets). Toutefois, la résistance à la condition d’influence
externe AN3 pourra être réalisée par installation (interposition d’écran,…).
Note : le guide UTE C 32-502 décrit les câbles qui peuvent être utilisés dans les installations photovoltaïques. Ce guide
donne entre autre un essai pour que les câbles répondent à la condition d’influence externe AN3.
Pour une installation photovoltaïque, il est admis que les câbles puissent cheminer dans des
isolants thermiques de toiture ou de façade ou entre un isolant thermique et les modules. Dans ce
cas, la méthode de référence à prendre en compte est la méthode B définie dans le tableau 52G de
la norme NF C15-100 avec un facteur de correction de 0,77.
Pour le calcul des câbles de chaînes, la température à prendre en compte pour leur
dimensionnement est considérée égale à 70°C et un f acteur de correction de 0,58 est à appliquer
conformément au Tableau 52K de la NF C 15-100 dans les cas suivants :
• câbles soumis à l’échauffement direct des modules.

• câbles soumis au rayonnement solaire. Dans ce cas, le facteur de correction de 0,85 définit à
l’article 512-2-11 n’est pas à prendre en compte.
• câbles cheminant dans des isolants thermiques de toiture ou de façade. Dans ce cas, le facteur
de correction de 0,58 doit être multiplié par 0,77, soit 0,45.
C15-712-1I 2010-05-19
– 39 – UTE C 15-712-1
14.2.2 Mise en œuvre

Les connexions et les câbles doivent être mis en œuvre de manière à éviter toute détérioration due
aux influences externes. Voir disposition dans le guide pratique UTE C 15-520.
Dans le cas de câbles enterrés reliant deux bâtiments, ils sont mis en œuvre conformément à 529.5
de la norme NF C15-100.
Pour minimiser les tensions induites dues à la foudre, la surface de l’ensemble des boucles doit
être aussi faible que possible, en particulier pour le câblage des chaînes PV. Les câbles d.c. et le
conducteur d’équipotentialité doivent cheminer côte à côte.
Figure 8 − Exemple de mauvais câblage : boucle induite entre polarités
Figure 9 − Exemple de mauvais câblage : boucle induite entre une polarité et la masse
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 40 –
Figure 10 − Exemple de bon câblage : limitation des aires de boucles induites (mettre vert
jaune continu)
14.3 Modules PV
Les modules PV doivent être conformes aux normes de la série NF EN 61730.
Les modules PV intégrés dans un générateur PV délivrant une tension supérieure ou égale à 120V
doivent être conformes aux exigences de la classe d’application A définie dans la série des normes
NF EN 61730.
Note : les modules de classe d’application A sont considérés comme répondant aux exigences de la classe II.
Les modules photovoltaïques au silicium cristallin doivent être conformes à la norme NF EN

61215Référence à la 61215.
Les modules photovoltaïques en couches minces doivent être conformes à la norme NF EN
61215Référence à la 61646.
Tous les modules constituant un générateur PV doivent être de mêmes caractéristiques électriques.
14.4 Onduleurs
Toutes les protections intégrées à l’onduleur sont des protections complémentaires.
14.5 Appareillages et ensemble d’appareillages

Toute intervention sur les boîtes de jonction situées directement en aval des câbles de chaînes de
modules PV doit pouvoir être assurée en toute sécurité. Des connecteurs conformes à la norme NF
EN 50521 doivent être prévus sur ces boites ou à proximité immédiate.
Tous les appareillages installés dans la partie d.c. doivent être adaptés au fonctionnement en
courant continu, choisis et mis en œuvre selon les instructions du constructeur.
Tous les appareillages installés dans la partie d.c. doivent respecter les dispositions suivantes
spécifiques aux installations photovoltaïques :
• La tension assignée d’emploi (Ue) doit être supérieure ou égale à la tension maximale U OCMAX
• Le courant assigné In doit être au moins égal à 1,25 I scstc du circuit concerné à l’exception de
celui des dispositifs de protections contre les surintensités définis dans le la partie 8.1.
• La température de fonctionnement au lieu d’installation pouvant différer de la température
spécifiée dans les normes produits, l’utilisateur doit consulter la documentation du constructeur
pour sélectionner les produits.
• Ces dispositifs doivent posséder le marquage utilisation en courant continu (indication « courant
continu » ou symbole ).
Les appareillages installés dans la partie d.c. doivent être de type industriel, c’est à dire conformes
aux normes de la série NF EN 60947.
C15-712-1I 2010-05-19
– 41 – UTE C 15-712-1
Les caractéristiques des interrupteurs, sectionneurs, interrupteurs-sectionneurs, combiné-

fusibles, doivent satisfaire à la catégorie d’emploi DC21B.
Les caractéristiques des contacteurs doivent satisfaire à la catégorie d’emploi DC1.
Dans les locaux d’habitation, l’usage d’appareillage de type industriel est autorisé pour la partie de
l’installation en courant continu.
Dans le cas d’une habitation neuve, un emplacement toute hauteur d’au minimum 700 mm de large,
accessible en partie frontale, et ne comportant pas de poutraison en sa partie supérieure doit être
prévue à partir du flanc droit ou gauche de la GTL, et ce afin d’y implanter la GTL production PV.
La GTL production doit au moins contenir les équipements suivants :
- panneaux de contrôle (AGCP et comptage production) s’ils sont placés à l’intérieur du logement
- Les coffrets a.c. et d.c. lorsque l’onduleur est intégré dans la GTL ou situé à proximité.
Les AGCP production et consommation doivent être à proximité l’un de l’autre.
Les ensembles d’appareillage à basse tension (coffrets ou armoires) qui assurent le regroupement
et la protection de chaînes, de groupes, en amont ou aval des onduleurs, doivent être :
• soit fabriqués selon les spécifications des normes de la série NF EN 61439
• soit fabriqués et installés conformément aux règles de 558.2 à 558.6 de la norme NF C15-100
14.6 Connecteurs
Sur la partie d.c., les connecteurs utilisés doivent être conformes à la norme NF EN 50521.Pour
garantir la qualité de la connexion et limiter les risques d’arc électrique pouvant créer des
incendies, chaque couple de connecteurs mâle femelle à assembler doit être de même type et
même marque.
Note : La norme NF EN 50521 ne définit pas de caractéristiques dimensionnelles permettant l’association de connecteurs
mâle et femelle de type ou marque différents. Les essais définis dans cette norme sont des essais relatifs à un couple de
connecteurs d’un même fabricant.
14.7 Parafoudres
14.7.1 Choix des parafoudres
Les parafoudres installés sur la partie a.c. de l’installation PV doivent être conformes à la norme NF
EN 61643-11.
Les parafoudres installés sur la partie d.c. de l’installation PV doivent satisfaire aux exigences du
guide UTE C 61-740-51.
Les onduleurs intègrent souvent des dispositifs de protection contre les surtensions. Ces dispositifs
sont considérés comme remplissant la fonction parafoudre uniquement s’ils respectent les
exigences du guide UTE C 61-740-51. Dans le cas contraire, la protection doit être assurée par des
parafoudres externes. Dans le cas d’utilisation d’onduleur sans transformateur, les parafoudres
installés sur la partie d.c. sont nécessairement déclarée à fin de vie en circuit ouvert.
La tension Up des parafoudres externes doit se faire en coordination avec les caractéristiques des
dispositifs intégrés aux onduleurs. Le fabricant d’onduleur doit alors fournir les données
nécessaires à la sélection des parafoudres.
Les parafoudres doivent être installés de manière à pouvoir être vérifiés et isolés de la source PV.
14.7.2 Mise en œuvre des parafoudres

La mise en œuvre des parafoudres est effectuée en suivant les règles énoncées dans la guide UTE
C 61740-52
Le raccordement des parafoudres sera effectué au plus court (cf. figure 13).
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 42 –
Le raccordement à la borne de terre sera effectué avec un conducteur de section au moins

équivalente à celle des conducteurs du système PV au point de raccordement, avec un minimum de
6mm² (Cu ou équivalent). A préciser par le groupe 37AB
Le raccordement des bornes + et – du parafoudre au système PV sera effectué avec un conducteur

de section au moins équivalente à celle des conducteurs du système PV au point de raccordement.
La condition de section minimale au moins équivalente à celle des conducteurs du système PV au

point de raccordement peut ne pas être suivie en cas d’utilisation de déconnecteur externe associé
au parafoudre selon les recommandations du constructeur.
Figure 11 – Mise en œuvre des parafoudres sur la partie DC - Distance d < 10 m
C15-712-1I 2010-05-19
– 43 – UTE C 15-712-1
Figure 12 – Mise en œuvre des parafoudres sur la partie DC - Distance d > 10 m
Figure 13 : Mise en oeuvre de parafoudres coté AC et coté DC de l’onduleur.
15 Signalisation
15.1 Identification des composants
Les principaux composants constituant l’installation photovoltaïque devront être identifiés et
repérés par des étiquettes facilement visibles et fixées d’une manière durable en correspondance
avec les plans et schémas de l’installation.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 44 –
• Boîtes de jonction
• Coffrets d.c. et a.c.
• Câbles d.c. et a.c. (tenant et aboutissant avec repérage des polarités pour les câbles d.c.)
• Onduleurs
• Dispositifs de protection et sectionnement
• En amont d’onduleur, sur le coffret d.c., une étiquette portant la mention « coupure d’urgence
entrée onduleur » en lettres rouges sur fond jaune
• En aval d’onduleur, sur le coffret a.c., une étiquette portant la mention « coupure d’urgence
sortie onduleur » en lettres rouges sur fond jaune
• Disjoncteurs de branchement
• Dispositifs éventuels de coupure d’urgence
Une étiquette portant la mention « Sectionnement général – Installation photovoltaïque » doit
être apposée à proximité de l'Interrupteur-Sectionneur général a.c. placé en tête de l'installation
photovoltaïque.
15.2 Etiquetage
Pour des raisons de sécurité à l’attention des différents intervenants (chargés de maintenance,
contrôleurs, exploitants du réseau public de distribution, services de secours,…), il est impératif de
signaler la présence d’une installation photovoltaïque sur un bâtiment.
15.2.1 Etiquetage sur la partie a .c.
Etiquetage en limite de propriété
Une étiquette de signalisation est située sur le

coffret fusibles du distributeur, en limite de
propriété
Production
photovoltaïque
Cas de la vente de la totalité
Une étiquette de signalisation située à proximité

du dispositif assurant la limite de concession en
soutirage : AGCP (puissance limitée) ou
interrupteur-sectionneur à coupure visible
(puissance surveillée).
ATTENTION Enlever ATTENTION et présence sur l’étiquette

Présence production
photovoltaïque
Coupure réseau de
distribution

du dispositif assurant la limite de concession en
C15-712-1I 2010-05-19
– 45 – UTE C 15-712-1
injection : AGCP (puissance limitée) ou

l’interrupteur-sectionneur (puissance surveillée).
Coupure
photovoltaïque
Cas de la vente du surplus

du dispositif assurant la limite de concession :
AGCP (si puissance limitée) ou interrupteur-
sectionneur à coupure visible (si puissance
surveillée).
Coupure réseau de
distribution et
photovoltaïque
15.2.2 Etiquetage sur la partie d .c.

Toutes les boîtes de jonction (générateur PV et groupes PV) et canalisations d.c. devront porter un
marquage visible et inaltérable indiquant que des parties actives internes à ces boîtes peuvent
rester sous tension même après sectionnement de l’onduleur coté continu
Etiquette portant la mention
« Attention, câbles courant continu sous tension »
• sur la face avant des boites de jonction

• sur la face avant des coffrets d.c.
• sur les extrémités des canalisations d.c. à
minima
ATTENTION :
Câbles courant continu
sous tension
Etiquette portant la mention
« Ne pas manœuvrer en charge »
à l’intérieur des boîtes de jonction et coffrets d.c.

à proximité des sectionneurs-fusibles,
parafoudres débrochables …
Ne pas manœuvrer en
charge
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 46 –
15.2.3 Etiquetage sur l’onduleur

Tous les onduleurs doivent porter un marquage indiquant qu’avant toute intervention, il ya lieu
d’isoler les 2 sources de tension.
Etiquette Onduleur
16 Dossier Technique
Le dossier technique doit comporter les éléments suivants libellés en français :
• Un schéma électrique du système photovoltaïque ;

• La nomenclature des équipements installés mentionnant les caractéristiques et les références
des éléments de remplacement (fusibles, cartouches parafoudre….)
• Un plan d’implantation des différents composants et modules photovoltaïques ainsi que des
liaisons (canalisations) correspondantes ;
• Une description de la procédure d’intervention sur le système photovoltaïque et consignes de
sécurité.
17 Maintenance des installations photovoltaïques

17.1 Généralités
Les actions techniques minimales de maintenance doivent être envisagées durant le cycle de vie
d’une installation photovoltaïque pour maintenir ou rétablir l’installation dans un état dans lequel
elle peut accomplir la fonction pour laquelle elle a été conçue.
Toutes les opérations de maintenance doivent être envisagées avec pour priorité d’assurer et de
maintenir la sécurité des biens et des personnes.
NOTE 1 : Ne sont visés dans le guide UTE C 15-712-1 que les activités de maintenance préventive, c’est-à-dire les
opérations exécutées à des intervalles prédéterminés ou selon des critères prescrits, et destinées à réduire la probabilité
de défaillance ou de dégradation du fonctionnement de l’installation. Ainsi les opérations de maintenance corrective ne
sont pas envisagée dans le guide UTE C 15-712-1.
NOTE 2 : Sont également exclus du champ du guide UTE C 15-712-1 les activités connexes relevant des activités des
services maintenance des entreprises ou des prestataires extérieurs tel que sécurité (ex : rambarde PV) ou
environnement (ex : recyclage des éléments constitutifs de l’installation – modules PV, …).
En marge de la maintenance, peuvent être envisagées des opérations visant à pallier l’usure de
certains matériels et les adapter à l’évolution des techniques, des normes et règlements en vigueur,
et également des opérations ayant pour but d’optimiser l’installation existante.
C15-712-1I 2010-05-19
– 47 – UTE C 15-712-1
17.2 Niveaux de maintenance et périodicité

On distinguera les trois niveaux de maintenance suivant correspondant aux opérations de :
• maintenance conditionnelle, basées sur une surveillance des paramètres significatifs de

l’installation ;
• maintenance prévisionnelle, exécutées en suivant les prévisions extrapolées de l’analyse et de
l’évaluation des paramètres significatifs de la dégradation du bien (ex : corrosion) ;
• maintenance systématique, exécutées à des intervalles de temps préétablis et sans contrôle
préalable de l’état du bien ni de ses éléments constitutifs.
Pour les tous types d’installation, hormis les locaux d’habitation individuelle non destinés à une
occupation temporaire ou saisonnière, les trois niveaux de maintenance doivent être envisagés.
Pour les locaux d’habitation non destinés à une occupation temporaire ou saisonnière, seul le
niveau de maintenance systématique sera envisagé.
Pour la maintenance systématique, la périodicité recommandée est d’un an.
17.3 Points techniques de maintenance

Sont à distinguer les actions relatives à la sécurité des personnes et des biens, des actions
relatives à la sureté de fonctionnement.
Ces actions techniques de maintenance peuvent être amenées à être complétés en fonction des
obligations réglementaires de sécurité auxquels le bâtiment peut être soumis.
La maintenance ne porte que sur les parties normalement et facilement accessibles de l’installation.
Les points relatifs à la sécurité des personnes et des biens sur le plan électrique sont les suivants :
• Etat général de l’installation

• Vérification de l’absence de corrosion
• Entretien des câbles : état de l’isolant des câbles, traces d’échauffement, parcours des câbles
PV, …
• Etat des boites de jonction
• Etat des connexions
• Resserrage des bornes sur tableaux électriques
• Etat et calibre des fusibles
• Etat du disjoncteur
• Test des DDR
• Etat des parafoudres
• Vérification protection de découplage
• Vérifications des liaisons équipotentielles
• Fonctionnement de la fonction coupure d’urgence
Toutes ces actions doivent être envisagées dans le cadre d’une maintenance systématique, et ce
pour tous types de locaux.
Les points relatifs exclusivement à la sureté de fonctionnement sont les suivants :
• Nettoyage des modules photovoltaïques

• Vérification de l’onduleur : mesure tension de sortie
• Vérification du maintien des conditions initiales de l’environnement des panneaux
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 48 –
• Maintien des conditions thermiques d’exploitation des modules (aération en sous-face des
modules) en fonction des prescriptions du fabricant
• Vérification des mises à la terre fonctionnelles
• Vérification du maintien des conditions d’exploitation des locaux et du maintien de leur
destination initiale
• Dépoussiérage
Pour les locaux d’habitation équipés de modules photovoltaïques il convient pour assurer la sûreté
de fonctionnement des installations PV de prévoir la maintenance sur la base du périmètre ci-
dessus.
Pour les ensembles industriels ou tertiaires, le maintien ou l’amélioration de la sureté de

fonctionnement de l’installation sont envisagés en fonction de la politique de maintenance de
l’établissement.
NOTE : Sont exclus du présent guide les actions de maintenance relatif à :
- La solidité-structure : fixations des modules, maintien des dispositions constructives, respect de la règlementation neige
et vent, …
- La couverture
- L’isolation
- L’étanchéité à l’air/à l’eau
- Tout autre domaine non décrits aux points ci-dessus
C15-712-1I 2010-05-19
– 49 – UTE C 15-712-1
Annexe A – Accords entre le gestionnaire du réseau public de distribution

et l’utilisateur/producteur
A1 – Dispositions de limitation des effets nuisibles à la qualité d’alimentation
L’étude du raccordement par le gestionnaire du réseau public de distribution nécessite la

communication de données caractéristiques du projet, des générateurs et des dispositions prévues
pour le raccordement au réseau. Le gestionnaire du réseau public de distribution peut mettre à
disposition des fiches de collecte rassemblant la liste des données minimales nécessaires à l’étude
de la demande comportant notamment :
- condition de couplage au réseau et schéma retenu ;

- puissance de production injectée sur le réseau ;
- dispositifs de réglage de la puissance réactive ou de la tension ;
- apport de courant de court-circuit des générateurs ;
- dispositif de contrôle des conditions de couplage ;
- papillotement et à-coups de tension ;
- caractéristiques des générateurs à la fréquence de télécommande tarifaire ;
- déséquilibre de tension ;
- émission et circulation des courants harmoniques ;
- injection de courant continu.
Les seuils et les méthodes d’évaluation mis en œuvre sont indiqués dans le référentiel de
raccordement publié par le gestionnaire du réseau de distribution.
Cette étude peut conduire le cas échéant à l’établissement ou à la modification :
- d’ouvrages des réseaux publics de distribution BT ;
- du branchement pour les installations raccordées en BT notamment du moyen de
sectionnement accessible aux agents de distribution (NF C 15-100, 551.1.2) ;
- du comptage ;
- des protections de l’installation, notamment de la protection de découplage prévue au 551.1.2
de la NF C 15-100 ;
A2 – Choix de la protection de découplage et approbation
L’établissement ou la modification d’une protection de découplage doit faire l’objet d’un accord du
gestionnaire du réseau public de distribution.
Cette démarche doit prendre en compte la situation et la constitution du point de livraison et donc le
cas échéant, être coordonnée avec l’étude du raccordement du site.
L’accord du gestionnaire du réseau de distribution comporte deux phases :

- un examen préalable du dossier fourni par le producteur ou son mandataire ;
- une intervention sur site pour la mise en service.
Le gestionnaire du réseau public de distribution ne peut intervenir qu’après achèvement des

travaux et réception de l’ouvrage par le producteur ou son mandataire.
Le dossier de présentation du projet doit comprendre les renseignements suivants :

- le schéma de raccordement des sources d’énergie électrique de l’installation, leurs
caractéristiques et le mode de fonctionnement retenu ;
- la nomenclature des matériels mis en œuvre et leurs caractéristiques.
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 50 –
Pour donner son accord de principe, le gestionnaire du réseau public de distribution s’assure à
l’examen du projet de :
- la compatibilité du type proposé avec la nature du raccordement et les dispositions de la

convention de raccordement du site ;
- l’utilisation de matériels appropriés conformes aux spécifications fonctionnelles publiées par le
gestionnaire du réseau public de distribution (protections, dispositifs d’essai) ;
- l’emplacement de la protection et des conditions d’accessibilité ;
- la nature et la position des appareils de découplage et de leurs circuits de commande et
d’information ;
- la conformité des fonctions logiques prévues.
A3 – Mise en service par le gestionnaire du réseau public de distribution
Pour les installations d’une puissance inférieure à 250 kVA, cette intervention est subordonnée à la
remise préalable de l’attestation de conformité visée par le CONSUEL.
C15-712-1I 2010-05-19
– 51 – UTE C 15-712-1
Annexe B – Carte de rayonnement solaire sur la France
1529
1390
1251
1112
943
kWh/m²
C15-712-1I 2010-05-19
UTE C 15-712-1 – 52 –
Annexe C – Bibliographie
NF EN 50438 Prescriptions pour le raccordement de micro-générateurs en parallèle avec

(C 11-101) les réseaux publics de distribution à basse tension
NF EN 61558-2-4 Sécurité des transformateurs, blocs d'alimentation et analogues - Partie 2-

(C 52-558-2-4) 4 : Règles particulières pour les transformateurs de séparation des circuits
pour usage général
UTE C 15-401 Guide pratique - Groupes électrogènes - Règles d’installation
UTE C 18-510 Recueil d’instructions générales d’ordre électrique
- Décret n° 2007-1280 du 28 août 2007 relatif à la consistance des ouvrages de branchement et

d’extension des raccordements aux réseaux publics d’électricité ;
- Décret n° 2006-555 du 17 mai 2006 relatif à l’acc essibilité des établissements recevant du
public, des installations ouvertes au public et des bâtiments d’habitation et modifiant le code de
la construction et de l’habitation ;
- Décret n° 2003-229 du 13 mars 2003 relatif aux pr escriptions techniques générales de

conception et de fonctionnement auxquelles doivent satisfaire les installations en vue de leur
raccordement aux réseaux publics de distribution ;
- Arrêté du 23 Avril 2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement

pour le raccordement direct au réseau public de distribution d’une installation de production
d’énergie électrique ;
- Arrêté du 31 janvier 1986 relatif à la protection contre l'incendie des bâtiments d'habitation ;
- Arrêté du 25 juin 1980 relatif au règlement de sécurité contre les risques d'incendie et de
panique dans les établissements recevant du public (1) ;
- Textes officiels relatifs à la protection des travailleurs dans les établissements qui mettent en
œuvre des courants électriques ;
- Arrêté du 18 octobre 1977 relatif au règlement de sécurité pour la construction des immeubles
de grande hauteur et leur protection contre les risques d'incendie et de panique (2) ;
- Arrêtés pris par les préfets et par les maires concernant l'urbanisme, la voirie et l'hygiène.
______________
(1) UTE C 12-201

(2) UTE C 12-061
C15-712-1I 2010-05-19

Ute 15-712

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UNION TECHNIQUE DE L'ELECTRICITE

INSTALLATIONS ELECTRIQUES A BASSE TENSION

Installations photovoltaïques raccordées au réseau

Photovoltaic installations connected to the public distribution network

Le présent guide traite des installations photovoltaïques raccordées à un réseau public de

11.3 Installation à courant alternatif .............................................................................. 32

L'usage de générateurs photovoltaïques s'accroît pour différentes raisons : génération d'électricité

NOTE − Dans la suite du texte l'abréviation « PV » est utilisée pour « photovoltaïque ».

NF EN 50380 Spécifications particulières et informations sur les plaques de constructeur

NF EN 50521 Connecteurs pour systèmes photovoltaïques – Exigences de sécurité et

NF EN 60904-3 Dispositifs photovoltaïques - Partie 3: Principes de mesure des dispositifs

NF EN 61215 Modules photovoltaïques (PV) au silicium cristallin pour application

NF EN 61643-11 Parafoudres basse-tension - Partie 11: Parafoudres connectés aux

NF EN 61646 Modules photovoltaïques (PV) en couches minces pour application

NF EN 61730-1 Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules

NF EN 61730-2 Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules

NF EN 62262 Degrés de protection procurés par les enveloppes de matériels électriques

NF EN 62305-1 Protection contre la foudre - Partie 1: Principes généraux

NF EN 62305-2 Protection contre la foudre - Partie 2: Evaluation du risque

NF EN 62305-3 Protection contre la foudre - Partie 3: Dommages physiques sur les

NF C 14-100 Installations de branchement à basse tension

NF C 15-100 Installations électriques à basse tension

NF C 17-100 Protection contre la foudre - Protection des structures contre la foudre -

NF C 17-102 Protection contre la foudre - Protection des structures et des zones

UTE C 17-108 Guide Pratique – Analyse simplifiée du risque foudre

DIN VDE 0126-1-1 Dispositif de déconnexion automatique entre un générateur et le réseau

-11 à -15 1,16

-16 à -20 1,18

-26 à -30 1,21

-31 à -35 1,23

-36 à -40 1,25

5 Description des installations PV

• Exemple de schéma général d’une installation PV en Figure 1

• Schéma type d’une centrale PV en Figure 5

5.1 Schéma général d’une installation PV :

Structure PV Partie DC : classe II Réseau de distribution

Câble Disjoncteur sortie

Figure 1 – Schéma général d’une installation PV

Structure Partie DC : classe II Réseau de distribution

Structure Partie DC : classe II Réseau de distribution

5.4 Schéma type d’une installation PV dans des bâtiments

Structure Partie DC : classe II

5.5 Schéma type d’une centrale de production

Structure PV Partie DC : classe II

Figure 5 – Schéma type d’une centrale PV de production supérieure à 250kVA

6 Mise à la terre de l’installation

6.2 Mise à la terre d’une polarité de la partie courant continu

6.3 Mise à la terre des masses et éléments conducteurs

7 Protection contre les chocs électriques

7.2 Protection contre les contacts directs

7.2.2 Cas particulier de la TBTS et TBTP

La tension courant continu lisse à considérer est la tension U OCMAX de l’installation

Tableau 1 – Synthèse de la protection contre les contacts directs

Tension continue U ≤ 30 V 30 < U ≤ 60 60 < U ≤ 120

7.3 Protection contre les contacts indirects

7.3.2 Partie courant continu

• Protection par TBTS ou TBTP.

7.3.2.1 Protection par TBTS ou TBTP