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Mises à jour de NEC 2020 que les installateurs solaires doivent connaître

Par Edgar Lim, directeur général, UGEngineering

En août 2021, 13 États avaient déjà adopté la NEC 2020 et onze États étaient en cours d'adoption. Pour l'industrie solaire, ces mises à jour du code électrique auront un impact sur l'ingénierie du projet, amélioreront la sécurité et garantiront que les réglementations suivent le rythme des avancées technologiques. Il existe plusieurs points clés à retenir que chaque installateur doit connaître pour minimiser les risques pour la sécurité et éviter les violations du code.

Les États qui ont déjà adopté le NEC 2020 sont le Colorado, le Minnesota, le Massachusetts et le Maine. La Californie, le Connecticut, la Caroline du Nord, le Rhode Island et quelques autres ont entamé le processus et devraient l'adopter dans les prochains mois. (Pour le dernier statut d'adoption, veuillez visiter le site Web de la NFPA ici.) Cela signifie que des changements pourraient déjà être effectifs dans votre état, et sinon, ils se produiront bientôt.

Conducteurs, conduits et OCPD

La première révision à explorer se trouve dans l'article 690.8. Il a été réorganisé pour plus de clarté et 690.8(A)(2) a été ajouté pour introduire un langage qui offre une alternative au calcul du courant de circuit maximal. Auparavant, la seule méthode de calcul du courant maximal d'une chaîne consistait à multiplier la puissance maximale du module PV par 1,25 pour la correction de l'éclairement. Maintenant, nous pouvons nous baser sur le courant d'entrée nominal de l'équipement de conversion, généralement un onduleur. Cette méthode alternative est plus acceptable et pourrait entraîner des tailles de conducteur plus petites, parfois jusqu'à deux tailles standard. Compte tenu de la tendance à la hausse des prix des matières premières, cela pourrait entraîner des économies substantielles tant sur les conducteurs en cuivre que sur les coûts des conduits.

Le prochain changement notable concerne l'article 690.9(A). Il contient désormais un langage plus clair et laisse moins de place à l'interprétation concernant la protection contre les surintensités des systèmes PV. Selon 690.9(A)(3), les installateurs ont désormais la possibilité de localiser le dispositif de protection contre les surintensités (OCPD) à l'extrémité d'alimentation ou à l'extrémité de charge du circuit dans certains scénarios.

Mises à jour d'arrêt rapide au niveau du module

Certaines modifications ont été apportées à l'arrêt rapide dans le cadre de l'article 690.12. Les exigences pour les conducteurs à l'extérieur des limites du réseau (à 1 pied du réseau dans toutes les directions) n'ont pas changé, mais le code permet désormais l'utilisation de systèmes de contrôle des risques photovoltaïques certifiés selon la norme UL 3741 pour les conducteurs à l'intérieur du réseau, tels que comme le prochain optimiseur P1101 de SolarEdge. Les installateurs auront toujours la possibilité d'utiliser des solutions qui réduisent la tension dans le réseau à 80 volts en 30 secondes ou d'isoler totalement le système sans méthodes de câblage exposées.

Les exigences d'étiquetage pour les systèmes équipés d'un arrêt rapide ont été modifiées dans l'article 690.56(C). Le verbiage de l'étiquette pour l'arrêt rapide au niveau du groupe a été supprimé car tous les systèmes photovoltaïques sur toit conformes à NEC 2020 nécessiteront désormais une mise hors tension au niveau du module. Concernant l'emplacement des étiquettes, elles doivent être apposées sur chaque équipement de service. Cependant, il convient de noter que la définition de l'équipement de service ne se limite pas aux déconnexions de service, de sorte que les installateurs peuvent avoir besoin de l'apposer sur d'autres équipements AC en fonction de l'interprétation locale de l'AHJ.

Déconnectez la sécurité

Un libellé a été ajouté à l'article 690.13 exigeant que les sectionneurs accessibles soient équipés d'un système de verrouillage ou d'autres solutions nécessitant un outil pour ouvrir le boîtier. Il s'agit d'atténuer les risques associés au contact involontaire de composants sous tension par des personnes non qualifiées. La section E de l'article répertorie tous les types de sectionneurs auxquels cette exigence s'étend, y compris les interrupteurs télécommandés pouvant être actionnés localement.

Gestion des fils

Le prochain changement notable concerne l'article 690.31. Il contient désormais un tableau des facteurs de correction allant jusqu'à une température ambiante de 120°C, contre 80°C auparavant. Cela s'applique aux situations où des conducteurs avec des températures nominales plus élevées sont utilisés, tels que des câbles XLPE à 125 °C. Des révisions ont été apportées à la section 690.31(B) qui permettent désormais de placer les circuits de classe 1 dans les mêmes chemins de câbles que les circuits à courant continu. La section a également été modifiée pour inclure l'exigence d'un système de marquage pour la polarité des conducteurs du système PV. Lorsque les conducteurs ne sont pas codés par couleur, ils doivent être étiquetés « + », « POSITIF » ou « POS » pour le conducteur positif et « – », « NÉGATIF » ou « NEG » pour le conducteur négatif. Des conducteurs correctement étiquetés et codés par couleur peuvent aider à réduire le temps requis pour dépanner les défauts à la terre pendant la mise en service et l'exploitation et la maintenance des systèmes. Cela peut également aider à éviter les polarités croisées lors de l'installation, ce qui pourrait être dangereux pour les installateurs.

La distance maximale entre les supports pour un seul conducteur est désormais de 24" au lieu de 12", ce qui était l'exigence précédente. Cela contribuera à augmenter l'efficacité de la main-d'œuvre lors de l'exploitation et de la maintenance des systèmes photovoltaïques, car la distance de support maximale précédente rendait difficile le retrait des modules photovoltaïques. 690.31(C) couvre désormais l'utilisation de câbles gainés multiconducteurs (communément appelés câbles MC) et les méthodes d'installation appropriées pour les applications de montage sur toit et au sol.

Connecteurs assortis

L'interconnectabilité des connecteurs de câbles utilisés pour la connexion et l'épissage des conducteurs PV est désormais traitée dans l'article 690.33. Il a été démontré que des connecteurs non adaptés augmentent la probabilité d'arcs électriques, qui est l'une des principales causes d'événements thermiques PV. Il n'est pas rare de voir un appariement entre les connecteurs Staubli MC4 (Multi-Contact 4mm) qui sont préinstallés sur de nombreux modules électroniques de puissance et les connecteurs « MC4 compatibles » fournis en standard avec certains fabricants de modules photovoltaïques. Des connecteurs incompatibles ont également été observés au niveau du câblage des chaînes et des épissures de circuits d'alimentation CC lorsque les installateurs ne se procurent pas des connecteurs de la même marque et du même modèle que ceux fournis avec le module PV spécifique. Les connecteurs de différents fabricants peuvent avoir des tolérances différentes au cours du processus de fabrication, ce qui peut entraîner des infiltrations d'eau, des points chauds et potentiellement des événements thermiques dans les pires scénarios. Cette révision du code met désormais en lumière ce problème et devrait aider à minimiser l'occurrence de connecteurs incompatibles en exigeant une correspondance à 100 %.

Article 705

Il y a des changements notables liés à l'interconnexion des systèmes PV au sein de l'article 705, y compris un langage plus clair concernant les connexions du côté de l'offre et les moyens de déconnexion. L'article 705.13 a été ajouté pour traiter de l'utilisation de systèmes de contrôle de l'alimentation (PCS), qui pourraient permettre des systèmes de plus grande taille lorsque l'exportation est limitée par le service public.

Il est prudent pour les développeurs et les EPC de travailler avec des sociétés d'ingénierie qui connaissent le dernier code électrique et les solutions disponibles dans le commerce pour s'assurer que leurs systèmes sont conçus pour la sécurité et la fiabilité. De plus, les systèmes correctement conçus tiennent compte à la fois de la constructibilité et de l'exploitation et de l'entretien.


Edgar Lim dirige l'unité commerciale de services de conseil technique pour UGE International. Il est en charge de la croissance stratégique et de l'exécution des projets pour notre portefeuille de clients respectables. Après avoir passé plus d'une décennie dans l'industrie, Edgar a travaillé dans diverses capacités tout au long du cycle de vie des projets solaires et de stockage, du développement commercial à la gestion d'actifs sur plus de 200 MW de projets commerciaux et à grande échelle. Edgar est un professionnel de l'installation photovoltaïque du North American Board of Certified Energy Practitioners (NABCEP) et détient un B.S. en génie mécanique du Georgia Institute of Technology.

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