IT PV — Installations photovoltaïques sur ERP et IGH

L'instruction s'applique aux installations PV dont la puissance-crête est supérieure à 3 kWc, implantées :

— en toiture ou en toiture-terrasse des ERP et IGH ;
— en façade intégrée ou rapportée des ERP et IGH ;
— dans les ombrières de parcs de stationnement dépendant d'un ERP.

Définitions :
— Panneau PV (module) : assemblage de cellules photovoltaïques générant une tension et un courant continus sous rayonnement solaire.
— Chaîne (string) : association de modules PV en série. La tension d'une chaîne peut atteindre 1 000 V DC (voire 1 500 V DC pour les installations récentes).
— Onduleur : convertit le courant continu (DC) des panneaux en courant alternatif (AC) injecté dans le réseau ou consommé localement.
— Côté DC : partie de l'installation entre les panneaux et l'entrée des onduleurs — sous tension permanente dès que les panneaux sont éclairés, y compris lors d'une coupure réseau.
— Coupe-circuit DC : dispositif permettant d'isoler les chaînes PV du côté DC.

§2.1. Risque électrique DC permanent. Le côté DC d'une installation PV reste sous tension tant que les panneaux sont éclairés (même lumière diffuse). La coupure du réseau AC (par l'onduleur) ou l'arrêt de l'onduleur n'élimine pas la tension DC. En cas d'incendie, les câbles DC restent dangereux pour les pompiers (risque d'électrocution et d'arc électrique).

§2.2. Risque d'arc électrique (arc DC). Les arcs électriques en courant continu sont difficiles à couper (pas de passage par zéro) et peuvent atteindre des températures très élevées. Ils peuvent provoquer un incendie de la toiture ou des câbles sans déclencher la protection habituelle (disjoncteur AC).

§2.3. Propagation d'incendie. Les câbles DC, les panneaux eux-mêmes et leur structure porteuse peuvent contribuer à la propagation d'un incendie. Les panneaux PV en verre-verre (sans film EVA inflammable) présentent un moindre risque que les panneaux avec encapsulant organique.

§2.4. Obstruction des toitures. La présence de panneaux PV peut réduire l'accessibilité des pompiers à la toiture (chemin de circulation, éclairement, résistance structurale sous charge des pompiers).

§3.1. Réaction au feu des composants.

— Câbles DC : classe de réaction au feu ≥ Cca-s1,d1,a1 (conformément à l'IT 249 et aux exigences câbles CPR) ;
— Structure porteuse et rails : métalliques (acier ou aluminium) de préférence ; si plastique, classe ≥ B-s2,d0 ;
— Fixations et chemins de câbles : métalliques.

§3.2. Compartimentage de la toiture. Lorsque la surface totale des panneaux PV est supérieure à 500 m², la toiture est divisée en compartiments d'installation PV de surface maximale 500 m². Les compartiments sont séparés entre eux et des accès toiture par des allées libres de tout panneau, d'une largeur minimale de :

— 1 m de chaque côté des sorties de toiture (trappe de désenfumage, accès sapeurs-pompiers) ;
— 0,50 m en périphérie de toiture pour permettre l'accès des échelles aériennes ;
— 1 m le long de chaque noue et chéneau.

§3.3. Toitures combustibles. Sur les toitures comportant des matériaux combustibles (bois, membrane bitumineuse), les panneaux PV sont posés sur une structure permettant d'isoler thermiquement les panneaux de la toiture ou sur un lit de gravillon M0 de 5 cm minimum. L'installation doit être justifiée par un PV de tenue au feu.

§4.1. Coupure d'urgence DC. Chaque installation PV est équipée d'un dispositif de coupure d'urgence DC accessible aux services de secours depuis le niveau du sol ou depuis un accès pompiers :

— commande de coupure DC installée à l'extérieur du bâtiment, à proximité de l'accès principal des secours, à une hauteur ≤ 1,80 m ;
— repérée par un panneau normalisé jaune (risque électrique DC) avec indication de la tension et de la puissance ;
— la coupure DC doit isoler l'ensemble de la partie DC (câbles entre panneaux et onduleur) ou, à défaut, chaque chaîne individuellement.

§4.2. Dispositif de détection d'arc (AFCI). Pour les installations > 36 kWc sur ERP, il est recommandé d'installer un détecteur d'arc électrique en courant continu (Arc Fault Circuit Interrupter DC, AFCI-DC) sur chaque chaîne. En cas de détection d'arc, la chaîne concernée est automatiquement isolée.

§4.3. Boîtier de jonction (junction box). Les boîtiers de jonction sur les toitures sont de classe de protection IP 55 minimum, résistants aux UV, et positionnés de manière à être accessibles pour contrôle sans déplacer les panneaux.

§4.4. Mise à la terre. L'ensemble de la structure porteuse, des cadres de modules et des équipements métalliques est mis à la terre conformément à la norme NF C 15-100. La résistance de la prise de terre est ≤ 30 Ω.

§5.1. Plan d'implantation. Un plan schématique de l'installation PV est affiché :
— à l'entrée principale du bâtiment (format A3 minimum, plastifié) ;
— au poste central de sécurité incendie (PCSI) ;
— à proximité de chaque dispositif de coupure DC.

Le plan indique : emplacement des panneaux, tracé des câbles DC, position des onduleurs, position des dispositifs de coupure, tension maximale DC de l'installation.

§5.2. Procédures d'intervention pompiers. L'exploitant remet au SIS territorialement compétent une fiche d'information sur l'installation PV précisant :
— tension DC maximale ;
— procédure de mise hors tension DC ;
— emplacement des dispositifs de coupure ;
— zones de toiture accessibles aux pompiers.
Cette fiche est mise à jour à chaque modification de l'installation.

§5.3. Extinction. En présence d'un incendie impliquant des panneaux PV sous tension DC, l'eau en jet plein est proscrite à moins de 1 m de la partie DC sous tension. Les agents extincteurs recommandés sont la mousse ou la poudre. Le brouillard d'eau (jet diffusé) peut être utilisé à partir d'une distance de sécurité définie (≥ 1 m pour une tension DC ≤ 1 000 V, selon les recommandations constructeur).

§6.1. Dossier technique. L'exploitant constitue et conserve un dossier technique de l'installation PV comprenant :
— schémas électriques DC et AC ;
— plan d'implantation des panneaux ;
— fiches techniques des modules, onduleurs et câbles ;
— PV de réception et de mise en service ;
— certificats de conformité électrique (consuel ou organisme compétent) ;
— contrat de maintenance.

§6.2. Contrôle périodique. L'installation PV fait l'objet d'un contrôle annuel comprenant :
— inspection visuelle des panneaux (fissures, délamination, discoloration) ;
— vérification des connexions DC (oxydation, desserrage) ;
— mesure de la résistance d'isolement côté DC ;
— vérification du bon fonctionnement des dispositifs de coupure d'urgence ;
— thermographie infrarouge tous les 3 ans pour détecter les points chauds.

§6.3. Modifications. Toute modification de l'installation PV (ajout de panneaux, remplacement d'onduleur) fait l'objet d'une mise à jour du dossier technique, du plan d'implantation affiché et de la fiche transmise au SIS.