Preuve d'un connecteur PV en cours, problèmes d'arrêt rapide

On dit que la meilleure façon d’apprendre est de faire d’abord des erreurs. Eh bien, pour la plupart des entreprises solaires, ce n’est peut-être pas la meilleure voie vers des études supérieures. Évaluons plutôt les erreurs qui sont couramment commises dans la conception et les installations des systèmes photovoltaïques afin de pouvoir les éviter à l'avance. Pour notre numéro spécial NABCEP CE du premier trimestre 2023, nous avons contacté divers experts et leur avons demandé simplement : qu'est-ce qui ne va pas ?

Dans cette pièce,HélioVoltac'estDavid Penalva, James Nagel et Thomas Cemo montrent des preuves de problèmes de sécurité persistants liés au code d'arrêt rapide et aux connecteurs incompatibles– aggravé par les problèmes de chaîne d’approvisionnement – et discutez de quelques solutions possibles.

Entrez votre adresse e-mail pour consulter la section complète de 22 pages Qu'est-ce qui ne va pas dans l'édition numérique, qui couvre également les défauts structurels des trackers, les insuffisances de la batterie de secours pour toute la maison, les sous-performances à grande échelle et bien plus encore.

Les composants solaires photovoltaïques vivent dans des environnements difficiles avec des températures constamment élevées, des cycles thermiques et une humidité constante. De plus, l’électronique de puissance au niveau module (MLPE) est une électronique plus complexe que les modules photovoltaïques. L’utilisation accrue de ces composants électroniques de puissance produits en série au fil des ans a statistiquement ajouté davantage de points de défaillance aux systèmes solaires américains sur les toits. Plus de pannes signifie plus d’événements thermiques.

Si certaines histoires d’incendies sont publiques, beaucoup ne le sont pas, il est donc difficile d’évaluer la fréquence des incendies. Cependant, les propriétaires de systèmes et les hôtes prennent ces risques au sérieux et prennent les mesures appropriées pour les atténuer. Le coût d’un événement thermique dépasse de loin le coût d’un équipement sûr, d’inspections par des tiers et de mises à niveau.

Nous discuterons des problèmes et des solutions possibles dans cet article. Mais d’abord, comment en sommes-nous arrivés là ?

Dans le but de créer des situations plus sûres pour les premiers intervenants sur le toit, le National Electric Code (NEC) a subi plusieurs évolutions au fil des ans. À partir de NEC 2014, de nouvelles exigences ont été introduites pour résoudre le problème de la tension continue présente même lorsque les systèmes sont éteints. L'un des changements majeurs apportés au code de 2014 a été l'introduction d'une limite de réseau de 10 pieds, qui ne nécessitait aucun équipement supplémentaire si les onduleurs pouvaient être maintenus dans cette zone. Cependant, pour tous les conducteurs CC situés à l'extérieur de la limite de 10 pieds, des équipements supplémentaires, tels que des sectionneurs traversants, étaient nécessaires.

En 2017, le NEC a augmenté l'exigence à une limite de 1 pied, nécessitant l'utilisation d'équipements supplémentaires. L’industrie ne disposait pas à l’époque de solutions optimales pour répondre à cette exigence, mais a dû réagir aux modifications du code. La seule solution à ce problème était l’utilisation du MLPE.

Les modifications apportées au code NEC ont eu un impact significatif sur le marché des onduleurs et sur la manière dont les systèmes étaient conçus et installés. La part de marché des onduleurs dans le solaire résidentiel a considérablement évolué des onduleurs string aux systèmes basés sur MLPE (micro-onduleurs et optimiseurs) de 2013 à 2019, selon le classement PV de Wood Mackenzie.

Alors que nous sommes confrontés à un autre changement de code à venir, il est temps de faire une pause et de se demander si les exigences que nous avons mises en œuvre jusqu'à présent accomplissent réellement leur mission.

Un point de préoccupation est de savoir si 80 V est réellement une tension sûre. L'OSHA définit 50 mA comme un courant potentiellement mortel, qui peut se produire à 80 V en fonction du trajet du courant à travers la peau blessée. Étant donné que les pompiers portent également un nombre important d’équipements de protection individuelle (EPI), cela est très peu probable. Ainsi, même s'il est vrai que 80 V est plus sûr, l'avantage est discutable après avoir pris en compte 1) l'EPI pour pompiers et 2) les points de défaillance supplémentaires introduits par les composants d'arrêt rapide eux-mêmes.

Les composants du système d'arrêt rapide peuvent provoquer des événements thermiques, rendant ainsi les systèmes moins sûrs, ce qui entraîne une fréquence plus élevée de recours aux pompiers sur site. Simultanément, les reportages dans les médias faisant état d'événements thermiques potentiellement liés aux dispositifs d'arrêt rapide (RSD) et aux connecteurs photovoltaïques se sont multipliés. Chez HelioVolta, en tant qu'auditeur tiers, nous en avons constaté la preuve dans nos évaluations de l'état du système. Les photos de cet article ne sont qu’un petit échantillon des problèmes que nous rencontrons couramment.