Disjoncteur photovoltaïque : utilité et bonnes pratiques

À quoi sert vraiment un disjoncteur sur la partie DC d’un système PV ?

Un disjoncteur photovoltaïque sur le côté DC assure trois fonctions clés.

• Protection contre les surintensités et les courts-circuits. Même si le courant de court-circuit d’un générateur PV reste modeste (souvent peu supérieur à Isc), les défauts de câblage, les inversions de polarité ou les retours de courant entre strings en parallèle exigent une protection dédiée. Un disjoncteur calibré pour le PV évite l’échauffement des conducteurs, limite les dommages sur l’onduleur, et réduit le risque d’incendie.
• Sectionnement et isolement. En maintenance, on doit pouvoir isoler proprement le circuit DC. Un disjoncteur PV avec coupure omnipolaire (tous les pôles s’ouvrent simultanément) permet d’intervenir en sécurité, notamment à proximité des entrées MPPT de l’onduleur.
• Commande d’urgence. En cas d’incident, une coupure franche et identifiée du côté DC est indispensable. Dans les coffrets de protection, la présence d’un organe de coupure clairement étiqueté “coupure d’urgence DC” permet d’agir rapidement.

Ces fonctions s’inscrivent dans le cadre des exigences de la NF C 15-712-1 et de l’IEC 60364-7-712, qui précisent la protection contre les surintensités, l’isolement des circuits PV et l’aptitude des dispositifs choisis.

Les particularités du courant continu à ne pas sous-estimer

Le courant continu n’a pas de passage par zéro comme l’alternatif. Conséquence directe : l’arc électrique DC est plus difficile à éteindre. Un disjoncteur prévu pour l’AC ne doit pas être utilisé “tel quel” sur le DC, sauf si le fabricant donne des caractéristiques DC explicites.

• Extinction de l’arc et mécanismes internes. Un disjoncteur DC de qualité dispose d’un soufflage magnétique et de chambres de coupure adaptées afin d’allonger, refroidir et éteindre l’arc électrique. C’est vital lorsque la tension assignée atteint 600, 800, 1000 VDC et, de plus en plus, 1500 VDC.
• Polarit é et sens d’installation. Des modèles exigent une polarité imposée (+ et − identifiés) et un sens “ligne/charge” pour garantir l’extinction correcte de l’arc. Respecter scrupuleusement ces indications est un prérequis.
• Coupure omnipolaire. En PV, l’ouverture simultanée de tous les pôles est recommandée pour isoler complètement la chaîne par rapport à l’onduleur et éviter tout retour de potentiel.
• Dissipation thermique et regroupement. En coffret, la température ambiante peut grimper. Un disjoncteur DC doit être déclassé (courant nominal réduit) selon la température et les effets de voisinage. La dissipation thermique influence la tenue dans le temps et la capacité de déclenchement.

Les principaux types de disjoncteurs pour le solaire

• MCB DC (petits calibres). Apparentés aux disjoncteurs modulaires, ils couvrent les strings et petites combinaisons (quelques dizaines d’ampères) tout en offrant une tension assignée DC appropriée. On en trouve avec des ratings 600, 800, 1000 et 1500 VDC, mono, bi ou multipolaires.
• MCCB DC (moyens à forts calibres). Ces appareils deviennent pertinents sur les coffrets de jonction principaux, les combinateurs de strings (combiner boxes) ou l’amont d’onduleurs de puissance. Ils permettent des réglages fins, un pouvoir de coupure plus élevé et parfois une meilleure sélectivité.
• Disjoncteurs bipolaires ou multipolaires. En PV, on privilégie la coupure simultanée du plus et du moins (bipolaire). En configuration avec plusieurs strings ou une architecture particulière, des multipolaires assurent le sectionnement de plusieurs circuits dans un même coffret de protection DC PV.

Dans la pratique, ces appareils s’intègrent dans un coffret AC/DC photovoltaïque qui réunit les protections côté DC (strings et entrées onduleur) et côté AC (sortie onduleur, parafoudres, protections d’injection). On parle souvent de coffret et disjoncteur comme d’un ensemble cohérent, pensé pour la sélection et la maintenance.

Dimensionner correctement : tension, courant, pouvoir de coupure et plus

Le dimensionnement d’un disjoncteur DC doit être fondé sur les paramètres réels de l’installation, les fiches techniques fabricants et les normes (IEC 60364-7-712, NF C 15-712-1, IEC 60947-2 pour les disjoncteurs, IEC 60947-3 pour l’aptitude au sectionnement, IEC 60269-6 pour la coordination avec des fusibles gPV).

Tension assignée Ue et choix 1000 V ou 1500 V DC

La tension à respecter n’est pas la tension nominale du champ, mais la tension à vide maximale à la température la plus basse du site. Le Voc augmente au froid ; il faut donc calculer le Voc-cold.

• Approche pratique. Voc,cold ≈ Voc,STC × [1 + |tempcoVoc| × (T_STC − T_min)].
  • T_STC = 25 °C
  • T_min = température minimale de l’emplacement (valeur statistique locale)
  • tempcoVoc = coefficient de température (en 1/°C) donné par le fabricant, typiquement de l’ordre de −0,3 %/°C.

Exemple rapide: un module avec Voc,STC = 49 V, tempcoVoc = −0,3 %/°C. Chaîne de 14 modules. À −10 °C, ΔT = 25 − (−10) = 35 °C. Major ation ≈ 0,003 × 35 ≈ 10,5 %. La chaîne aura un Voc,cold ≈ 14 × 49 × 1,105 ≈ 757 V. Le disjoncteur associé doit être un disjoncteur 1000 V DC (ou au moins supérieur à la valeur calculée), pas un appareil 600 ou 800 V.

Sur des installations modernes avec onduleurs 1500 V, le même calcul mène souvent à choisir un disjoncteur 1500 V DC. Une marge de sécurité est pertinente pour tenir compte des dispersions et de l’environnement.

Courant nominal In et protection contre les surintensités

Le courant de court-circuit d’un module (Isc) limite la valeur maximale disponible en cas de défaut sur une string, mais la présence de strings en parallèle peut amener des courants de retour conséquents. Les normes de la série 60364-7-712 et la NF C 15-712-1 retiennent en pratique que:

• Le courant admissible des conducteurs et des dispositifs de protection doit être au moins 1,25 × Isc de la string (et tenir 1,25 × Isc pendant au moins une heure à 45 °C pour les fusibles gPV ; pour les disjoncteurs PV, se référer aux courbes fabricant).
• Si une unique string alimente un MPPT, on peut ne pas exiger de protection contre les surintensités côté string, sous réserve que le retour de courant soit impossible. On maintient en revanche un organe de sectionnement (disjoncteur ou interrupteur-sectionneur DC).
• Avec plusieurs strings en parallèle, chaque string doit être protégée contre les courants de retour provenant des autres strings. Le calibre doit être compatible avec Isc et les conditions DC réelles. C’est typiquement le domaine des fusibles gPV, mais des disjoncteurs DC par string sont envisageables si le fabricant certifie leur usage en PV string protection et si la coordination est vérifiée.

Sur l’entrée DC de l’onduleur (après combinaison de strings), le courant nominal In du disjoncteur dépend de la somme des courants entrants et du comportement des MPPT. Relever In côté onduleur dans la documentation et prévoir une marge si déclasssement thermique.

Pouvoir de coupure en DC et courant de défaut

Le pouvoir de coupure (Icu) en DC doit être suffisant à la tension Ue retenue. Contrairement au réseau AC, le courant de défaut côté champ PV reste souvent faible (proche d’Isc). Mais attention:

• Les courants de retour de strings parallèles peuvent augmenter la valeur de défaut vue par un disjoncteur d’une string.
• Un défaut au plus près de l’onduleur (condensateurs d’entrée, défaut interne) peut générer des transitoires plus sévères. On choisit un disjoncteur DC listé avec Icu garanti à 600/800/1000/1500 VDC selon le système.

Consulter la feuille de caractéristiques: Icu DC à la tension donnée, et le pouvoir de limitation (énergie I²t laissée passer) si fourni, participent à la sélectivité et à la protection des câbles.

Courbes de déclenchement, sélectivité et coordination

Les disjoncteurs modulaires existent avec des “courbes” de déclenchement (B, C, D) en AC. En DC, se fier aux courbes et aux tableaux fournis par le fabricant pour l’usage photovoltaïque. Deux points d’attention:

• Sélectivité entre protections. Si chaque string est protégée (par fusibles gPV ou disjoncteurs), l’appareil en amont (dans le coffret principal ou à l’entrée de l’onduleur) doit laisser les protections de string éliminer le défaut local sans tomber systématiquement lui-même. La sélectivité chronométrique et énergétique dépend des I²t et des seuils magnétothermiques.
• Coordination fusible/disjoncteur. Très répandu: fusibles gPV par string et un disjoncteur DC multipolaire en amont. On vérifie que le disjoncteur ne déclenche pas avant les gPV lors d’un défaut sur une string, tout en étant capable d’éliminer un défaut de jeu de barres du combiner.

Déclassement thermique et environnement

Dans un coffret de protection DC PV, l’ambiance dépasse régulièrement 40 °C, parfois plus de 60 °C sous ensoleillement. Les disjoncteurs doivent être déclassés selon les abaques constructeur: une valeur In de 32 A à 30 °C peut chuter à 25–28 A à 60 °C, selon le modèle et l’entraxe avec les appareils voisins.

• Prévoyez des marges au dimensionnement des conducteurs et dispositifs.
• Ventilation et teinte claire du coffret aident à limiter la dissipation.
• L’empilage de pôles adjacents aggrave l’échauffement; respecter l’espacement recommandé.

Exemple chiffré synthétique

Un champ résidentiel 9,2 kWc, trois strings identiques, 12 modules par string, Voc,STC = 42,1 V, Isc,STC = 11,1 A, tempcoVoc = −0,29 %/°C, T_min = −10 °C.

• Voc,cold par module ≈ 42,1 × [1 + 0,0029 × 35] ≈ 42,1 × 1,1015 ≈ 46,37 V.
• Chaîne: 12 × 46,37 ≈ 556 V. Choix d’un disjoncteur 800 V ou 1000 V DC ; 1000 V DC offre une meilleure marge pour les dispersions.
• Courant par string ≈ Isc = 11,1 A. Protection par string avec fusible gPV 15 A (selon normes et abaques constructeur), ou disjoncteur DC certifié PV avec In ≥ 1,25 × 11,1 ≈ 13,9 A, donc 16 A en tenant compte du déclassement thermique.
• En amont (trois strings combinées), courant total ≈ 3 × 11,1 = 33,3 A. Disjoncteur DC 1000 V, In 40 A, Icu DC conforme, sélectivité vérifiée par rapport aux protections de string.

Où placer le disjoncteur DC et comment le raccorder

Le positionnement et le câblage conditionnent la sécurité et la maintenance.

• À proximité de l’onduleur. Installer un disjoncteur bipolaire DC à l’entrée de chaque MPPT lorsque les strings sont indépendantes, ou sur la combinaison de strings. Cet appareil permet l’isolement et la protection locale de l’onduleur.
• Dans une boîte de jonction PV. Si plusieurs strings convergent sur le toit, un coffret de regroupement avec protections individuelles (fusibles gPV ou disjoncteurs DC par string) et parafoudres DC réduit les longueurs de câbles non protégés. La “boîte de jonction PV avec disjoncteurs” est fréquente en petites centrales de toiture.
• Dans un coffret AC/DC. Les installations intégrées adoptent un coffret AC/DC photovoltaïque réunissant sectionnement DC, parafoudres DC, protection AC, et les étiquettes réglementaires. Ce regroupement simplifie l’exploitation et le contrôle.
• Emplacement, IP et UV. En extérieur, utiliser un coffret avec indice IP et résistance UV adaptés. En intérieur, éviter les locaux très confinés ou sujets aux températures extrêmes.

Câblage et couple de serrage

• Polarité. Respecter les repères +/− et, si présent, le sens ligne/charge. Si le fabricant précise la polarité de connexion (pour l’arc-chute), l’inversion peut dégrader le pouvoir de coupure.
• Coupure omnipolaire. Pour les chaînes PV, câbler le pôle + sur un pôle du disjoncteur et le pôle − sur l’autre pôle, afin d’assurer une ouverture simultanée. Un disjoncteur multipolaire peut gérer plusieurs circuits, mais veillez à la séparation physique et aux accessoires inter-pôles prévus pour DC.
• Couple de serrage. Serrer au couple prescrit par le fabricant (valeur typiquement de l’ordre de 1,8 à 3,5 N·m pour des bornes modulaires, plus pour des MCCB). Un serrage insuffisant provoque un échauffement et la carbonisation de l’isolant; un serrage excessif peut endommager la borne.
• Conducteurs. Section selon l’intensité et la chute de tension (souvent 1,5 à 3 % visée côté DC). Cosse appropriée, rayons de courbure respectés, torons bien guidés pour ne pas forcer sur les bornes du disjoncteur.
• Repérage. Etiquettes claires des strings, du sens de courant, de la fonction “coupure d’urgence DC”. Les couleurs normalisées (rouge pour le +, noir ou bleu foncé pour le −) aident à réduire les erreurs.

Disjoncteur ou fusible sur les strings : que choisir et comment coordonner ?

Deux usages coexistent, selon la topologie:

• Protection par fusibles gPV par string. C’est la solution la plus répandue lorsque plusieurs strings sont en parallèle. Les fusibles gPV sont conçus pour interrompre des courants DC faibles et des arcs persistants. Ils supportent 1,25 × Isc en service normal (avec contraintes de température), et offrent une coordination claire entre strings. En amont, un disjoncteur DC multipolaire protège le jeu de barres et facilite l’isolement.
• Disjoncteurs DC par string. À considérer si le fabricant les certifie pour la protection de strings PV et si la tension assignée, la courbe et l’Icu à la tension concernée sont adéquats. L’avantage: réarmement possible et isolement local par pôle. L’inconvénient: la sélectivité et la capacité à interrompre des défauts à faible surintensité doivent être vérifiées avec soin.

Coordination des protections:

• Les fusibles gPV doivent “choisir” la string en défaut sans faire déclencher l’appareil amont. On examine l’I²t des fusibles et le seuil magnétique du disjoncteur de tête.
• En cas de disjoncteurs par string, la courbe de déclenchement et le pouvoir de limitation déterminent la sélectivité avec le disjoncteur principal.
• Ne jamais mixer au hasard fusibles et disjoncteurs: s’appuyer sur les notes d’application et tableaux des fabricants.

Sécurité, étiquetage et maintenance périodique

• Étiquetage de la coupure d’urgence DC. Un marquage visible “coupure d’urgence PV DC” et des pictogrammes normalisés sont requis pour guider toute intervention, notamment des services de secours.
• Verrouillage et consignation. Le disjoncteur doit pouvoir être verrouillé en position ouverte (accessoire de cadenassage) pendant une opération de maintenance. Les énergies résiduelles (capacités de l’onduleur) doivent être prises en compte avec un temps d’attente avant intervention.
• Contrôle périodique. Une fois par an (ou selon politique de maintenance):
  • Vérification du couple de serrage des bornes (re-serrer si prescrit par le fabricant).
  • Inspection visuelle des traces d’échauffement, de noircissement, de fissures.
  • Test de manœuvre (ouverture/fermeture), vérification du mécanisme.
  • Thermographie en charge pour détecter les points chauds.
  • Contrôle de continuité/isolement du champ (mesures selon IEC 62446-1).
• Remplacement préventif. Un disjoncteur DC qui a interrompu un défaut significatif peut voir son pouvoir de coupure dégradé. Suivre les recommandations fabricant et remplacer si nécessaire.

Normes et documents de référence utiles

• IEC 60364-7-712 et NF C 15-712-1: prescriptions spécifiques aux installations photovoltaïques (protection, sectionnement, câblage, repérage).
• IEC 60947-2: disjoncteurs basse tension, caractéristiques, Icu/Ics, aptitudes de coupure en DC si déclarées.
• IEC 60947-3: interrupteurs-sectionneurs, aptitude au sectionnement en charge, souvent utilisés en complément.
• IEC 60269-6: fusibles gPV dédiés aux applications solaires.
• IEC 61439: ensembles d’appareillage basse tension, applicable aux coffrets AC/DC assemblés.

Se conformer à ces cadres garantit une mise en œuvre robuste et vérifiable en inspection.

Bonnes pratiques à retenir

• Choisir un disjoncteur explicitement certifié pour l’usage DC photovoltaïque, avec tension assignée Ue suffisante (disjoncteur 1000 V DC ou 1500 V DC selon l’architecture).
• Dimensionner In en s’appuyant sur Isc, le nombre de strings en parallèle et le déclassement thermique du coffret.
• Vérifier le pouvoir de coupure DC (Icu) à la tension de service et la courbe de déclenchement fournie pour DC.
• Assurer la coupure omnipolaire des chaînes, en respectant la polarité et le sens ligne/charge imposés.
• Prévoir des protections par string lorsque des strings sont en parallèle (fusibles gPV ou disjoncteurs PV certifiés), et coordonner avec le disjoncteur amont.
• Soigner la dissipation thermique du coffret (teinte claire, ventilation), l’entraxe entre appareils et le respect du couple de serrage bornes.
• Intégrer les protections dans un coffret AC/DC soigné, avec repérage, parafoudres DC/AC et espace de manœuvre.
• Mettre en place l’étiquetage “coupure d’urgence DC” visible, et prévoir le cadenassage en maintenance.
• Contrôler régulièrement l’état des disjoncteurs: manœuvre, serrage, traces d’arc ou d’échauffement.

Étude de cas terrain : du dimensionnement au choix d’appareillage

Contexte: toiture tertiaire, 36 kWc, onduleur 1000 V avec trois MPPT indépendants. Chaque MPPT reçoit quatre strings de 12 modules en parallèle. Modules: Voc,STC = 41,5 V, Isc,STC = 10,5 A, tempcoVoc = −0,3 %/°C. T_min site = −15 °C.

1. Tension de chaîne et choix Ue

• Voc,cold module ≈ 41,5 × [1 + 0,003 × (25 − (−15))] = 41,5 × [1 + 0,003 × 40] ≈ 41,5 × 1,12 ≈ 46,5 V.
• Chaîne 12 modules: ≈ 558 V. Un disjoncteur 800 V peut sembler suffisant, mais la marge de sécurité (tolérances, dispersion modules) fait préférer un disjoncteur 1000 V DC.

2. Courants

• Par string: Isc ≈ 10,5 A. Quatre strings en parallèle par MPPT: courant combiné ≈ 42 A.
• Chaque string nécessite une protection contre les courants de retour. Choix: fusibles gPV 15 A par string (coffret de jonction sur toiture).
• À l’entrée de chaque MPPT, un disjoncteur bipolaire DC In = 50 A (déclassé pour 60 °C ambiant en coffret), Icu DC à 1000 V vérifié.

3. Sélectivité et coordination

• Les fusibles gPV (caractéristiques I²t fournies) doivent fondre avant le déclenchement magnétique du disjoncteur de tête lors d’un défaut sur une string. Validation sur abaques fabricants: sélectivité assurée jusqu’à X kA à 1000 V DC (valeur selon documentation).
• Le disjoncteur principal de chaque MPPT sert d’isolement et de protection du jeu de barres local (retours de courant improbables dans la zone combinée, mais court-circuits possibles sur câblage).

4. Coffrets et intégration

• Sur la toiture: une boîte de jonction PV avec disjoncteurs n’est pas retenue; on opte pour des fusibles gPV par string, parafoudre DC type 2 et sectionnement local.
• En local technique: un coffret AC/DC regroupe les trois disjoncteurs DC d’entrée onduleur, un parafoudre DC additionnel, les protections AC, et l’étiquetage “coupure d’urgence DC”. Le coffret et disjoncteur sont sélectionnés ensemble pour assurer un bon refroidissement et une maintenance aisée.

5. Détails de mise en œuvre

• Polarité respectée, repérage de chaque string (S1 à S12), schéma de câblage à l’intérieur du coffret.
• Couple de serrage appliqué selon notice (par exemple 2,5 N·m sur bornes de 16 mm²; valeur exacte constructeur).
• Essais de mise en service: mesure d’isolement, contrôle de continuité, test de manœuvre de chaque disjoncteur bipolaire.

Résultat: une architecture simple à opérer, des protections sélectives, et une maintenance sécurisée grâce à des coupures omnipolaires clairement identifiées.

Erreurs fréquentes à éviter

• Employer un disjoncteur AC standard sur un circuit PV DC, sans certification DC explicite à la tension concernée.
• Oublier la majoration de Voc par grand froid et se retrouver avec une Ue supérieure aux capacités de l’appareil.
• Sous-estimer le déclassement thermique dans un coffret exposé au soleil, ce qui implique un In trop faible en service réel.
• Ne pas protéger individuellement les strings en parallèle contre les courants de retour.
• Inverser la polarité ou le sens ligne/charge d’un disjoncteur DC, compromettant l’extinction de l’arc.
• Câbler uniquement le pôle positif et négliger la coupure omnipolaire sur la chaîne.
• Oublier l’étiquetage “coupure d’urgence DC”, rendant la manœuvre de sécurité incertaine en cas d’incident.
• Négliger le couple de serrage: les bornes desserrées sont une cause majeure d’échauffement et de défaillance.
• Ignorer la coordination entre fusibles gPV et disjoncteur amont, et provoquer des déclenchements intempestifs ou une non-sélectivité.

Questions fréquentes

• Peut-on utiliser n’importe quel disjoncteur “DC” sur une installation PV 1000 ou 1500 V ?
  Non. Le disjoncteur doit spécifier clairement son aptitude à couper en courant continu à la tension visée (par exemple disjoncteur 1000 V DC ou 1500 V DC), son pouvoir de coupure Icu à cette tension, et, idéalement, une certification d’usage photovoltaïque. Les modèles non listés pour PV peuvent ne pas éteindre l’arc dans les conditions réelles de service.
• Faut-il des disjoncteurs par string ou des fusibles suffisent-ils ?
  Dès qu’il y a des strings en parallèle, chaque string doit être protégée contre les courants de retour. Les fusibles gPV sont la solution la plus courante, car très fiables en DC à faible surintensité. Des disjoncteurs par string sont possibles si le fabricant les certifie pour l’usage PV et si la coordination avec le disjoncteur amont est démontrée.
• Un disjoncteur bipolaire suffit-il pour isoler le côté DC ?
  Oui, si le disjoncteur assure la coupure omnipolaire et que sa tension assignée et son pouvoir de coupure conviennent. Le bipolaire est souvent utilisé pour une string unique vers un MPPT. En présence de multiples circuits, un multipolaire ou plusieurs bipolaires sont installés, avec repérage et manœuvres indépendantes.

Un système photovoltaïque fiable ne se limite pas aux modules et à l’onduleur. La qualité du disjoncteur DC, son dimensionnement (Ue, In, Icu), sa coordination avec les fusibles gPV, la maîtrise de l’arc électrique DC et une installation dans un coffret AC/DC bien pensé font la différence. En respectant les normes et les bonnes pratiques de câblage, de repérage et de maintenance, on obtient une protection efficace contre les surintensités et une coupure d’urgence maîtrisée, gages de sécurité et de durabilité de l’installation.

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