Énergie renouvelable, stockage d'énergie et recharge de véhicules électriques
Guide d'étude Red Seal Practice avec schémas.
Énergie renouvelable, stockage d'énergie et recharge de véhicules électriques
Introduction au chapitre
Ce chapitre couvre les systèmes électriques dédiés aux énergies renouvelables, au stockage stationnaire et à la recharge des véhicules électriques (VE). Pour l'examen Sceau rouge, vous devez maîtriser les principes de fonctionnement, les méthodes d'installation, les calculs de dimensionnement et les exigences réglementaires du Code canadien de l'électricité (CCÉ) , particulièrement les règles de la Section 64 (production d'énergie renouvelable) et de la Section 86 (recharge de véhicules électriques). Ces domaines représentent une part croissante des questions d'examen, car ils combinent des compétences en distribution, en protection et en commande.
1. Systèmes photovoltaïques (PV)
1.1 Principes de base
Un système photovoltaïque convertit la lumière du soleil en électricité par effet photoélectrique. Chaque module PV produit du courant continu (CC) à une tension nominale typique de 30 V à 50 V (modules résidentiels) ou jusqu'à 150 V (modules commerciaux). La puissance crête (Wp) est mesurée dans des conditions standard (1000 W/m², 25 °C, AM 1,5).
Composants essentiels :
Modules PV : assemblage de cellules en silicium monocristallin, polycristallin ou couches minces.
Onduleur (inverter) : convertit le CC en courant alternatif (CA) synchronisé au réseau (50/60 Hz, 120/240 V ou 347/600 V).
Boîte de jonction / combiners : regroupe les circuits CC.
Dispositifs de protection : fusibles, disjoncteurs, parafoudres, sectionneurs.
Système de montage : fixé au toit, au sol ou intégré au bâtiment.
1.2 Configurations de systèmes
Type de système
Description
Application typique
**Autonome (hors réseau)**
Aucune connexion au réseau ; nécessite un parc de batteries et un contrôleur de charge
Chalets, sites isolés
**Connecté au réseau (grid-tie)**
Onduleur synchronisé au réseau ; pas de stockage
Résidences, commerces
**Hybride**
Connecté au réseau avec stockage par batterie ; peut fonctionner en îlotage
Résidences avec secours
**Avec micro-onduleurs**
Chaque module a son propre onduleur ; optimisation individuelle
Toits avec ombrage partiel
1.3 Calculs de dimensionnement
Puissance crête du générateur PV :
\[
P_{crête} = N_{modules} × P_{module}
\]
où \(P_{module}\) est la puissance nominale d'un module (W).
où \(H_{soleil}\) est l'irradiation annuelle en heures équivalentes pleine puissance (typiquement 1000 à 1300 h/an au Canada) et \(eta_{système}\) est le rendement global (0,75 à 0,85).
Exemple : Un système de 20 modules de 400 Wc à Toronto (H = 1160 h/an, η = 0,80) :
Le facteur 1,25 tient compte de l'irradiation maximale. Le courant maximal du circuit doit être calculé selon la règle 64-206.
1.4 Exigences du Code canadien de l'électricité (Section 64)
La Section 64 du CCÉ régit les installations de production d'énergie renouvelable. Points clés :
Règle 64-202 : Les circuits CC des générateurs PV doivent être identifiés par une étiquette indiquant « PHOTOVOLTAIC POWER SOURCE » ou équivalent.
Règle 64-204 : Les conducteurs CC doivent être dimensionnés pour 125 % du courant de court-circuit maximal du module (\(I_{sc} × 1,25\)).
Règle 64-206 : Le courant maximal d'un circuit PV est calculé comme \(1,25 × I_{sc}\) par chaîne, multiplié par le nombre de chaînes en parallèle.
Règle 64-208 : Les dispositifs de protection contre les surintensités doivent être évalués pour au moins 125 % du courant maximal du circuit.
Règle 64-210 : Un sectionneur accessible doit être installé pour isoler l'onduleur du réseau (côté CA) et du générateur PV (côté CC).
Règle 64-212 : Les conducteurs et équipements doivent être installés conformément aux règles générales (Sections 0 à 34) sauf exceptions spécifiques.
Règle 64-218 : Les onduleurs connectés au réseau doivent être certifiés CSA C22.2 No. 107.1 ou équivalent.
Tension maximale du système : Pour les installations résidentielles, la tension CC maximale est limitée à 600 V (règle 64-202). Pour les systèmes à conducteurs nus ou à isolation minimale, des restrictions supplémentaires s'appliquent.
1.5 Onduleurs et protection anti-îlotage
L'onduleur doit détecter la perte de tension du réseau et cesser de produire en moins de 2 secondes (anti-îlotage). Cette fonction est intégrée et certifiée. Pour les systèmes hybrides, l'îlotage intentionnel est permis si un sectionneur manuel est installé conformément à la règle 64-210.
2. Systèmes de stockage d'énergie (ESS)
2.1 Technologies de batteries
Technologie
Tension nominale (V/cellule)
Densité énergétique (Wh/kg)
Durée de vie (cycles)
Application
**Plomb-acide (AGM/Gel)**
2,0
30–50
300–800
Secours, autonome
**Lithium-ion (LiFePO₄)**
3,2
90–160
2000–5000
Résidentiel, commercial
**Nickel-cadmium (NiCd)**
1,2
40–60
1000–2000
Industriel, températures extrêmes
**Sodium-soufre (NaS)**
2,1
150–240
2500–4500
Réseau, grande échelle
Paramètres clés :
Capacité (Ah) : quantité de charge stockée.
Énergie (kWh) : \(E = V_{nominale} × C_{Ah}\).
Profondeur de décharge (DOD) : pourcentage de capacité utilisée. Ex. : 80 % DOD pour LiFePO₄.
État de charge (SOC) : pourcentage de charge restante.
Efficacité aller-retour : typiquement 85–95 % pour Li-ion, 70–80 % pour plomb-acide.
où \(P_{charge}\) est la puissance moyenne (kW), \(t_{autonomie}\) en heures, DOD en fraction, et \(eta_{onduleur}\) le rendement de l'onduleur (0,90–0,95).
Exemple : Charge de 3 kW pendant 8 h, DOD = 0,80, η = 0,92 :
La Section 64 couvre également les systèmes de stockage. Points essentiels :
Règle 64-302 : Les batteries doivent être installées dans des endroits ventilés pour éviter l'accumulation de gaz explosifs (hydrogène pour plomb-acide).
Règle 64-304 : Les conducteurs entre les batteries et l'onduleur doivent être protégés par des fusibles ou disjoncteurs CC évalués pour le courant de défaut maximal.
Règle 64-306 : Un sectionneur d'urgence doit être installé à un endroit accessible pour couper l'alimentation des batteries.
Règle 64-308 : Les batteries lithium-ion doivent être installées conformément aux instructions du fabricant et aux exigences de la norme CSA C22.2 No. 340 (batteries secondaires).
Règle 64-310 : Les circuits de batteries doivent être identifiés avec des étiquettes « BATTERY POWER SOURCE » et la tension nominale.
Protection contre les surintensités : Le courant de défaut d'une batterie peut être très élevé (plusieurs kA). Les fusibles CC doivent avoir un pouvoir de coupure adéquat (ex. : 10 kA minimum). Vérifiez toujours la coordination avec les conducteurs.
2.4 Contrôleurs de charge
Pour les systèmes autonomes, le contrôleur de charge régule la tension et le courant de charge. Deux types principaux :
PWM (Pulse Width Modulation) : moins cher, moins efficace (75–85 %).
MPPT (Maximum Power Point Tracking) : optimise la puissance extraite des modules (efficacité 95–98 %).
Bornes de recharge (EVSE) : équipement d'alimentation du véhicule électrique. Elles ne convertissent pas l'énergie (sauf DC) ; elles assurent la communication et la sécurité.
3.2 Exigences du CCÉ (Section 86)
La Section 86 du CCÉ traite spécifiquement des installations de recharge de VE. Règles clés :
Règle 86-100 : Les bornes de recharge doivent être certifiées selon CSA C22.2 No. 280 (AC) ou No. 281 (DC).
Règle 86-102 : Chaque borne doit être alimentée par un circuit dédié, avec son propre dispositif de protection contre les surintensités.
Règle 86-104 : Le circuit d'alimentation doit être dimensionné pour 125 % de la charge nominale de la borne. Ex. : borne de 32 A → circuit de 40 A (32 × 1,25 = 40).
Règle 86-106 : Les bornes installées à l'extérieur doivent avoir un indice de protection IP54 minimum (ou NEMA 3R).
Règle 86-108 : Un sectionneur ou un disjoncteur verrouillable doit être installé à portée de vue de la borne.
Règle 86-110 : Les conducteurs doivent être dimensionnés selon la règle 8-200 (chute de tension maximale de 3 % pour les circuits de branchement).
Règle 86-112 : Pour les installations résidentielles, la borne doit être installée à une hauteur minimale de 450 mm au-dessus du sol fini.
3.3 Calculs de dimensionnement des circuits
Courant nominal du circuit :
\[
I_{circuit} = I_{borne} × 1,25
\]
Exemple : Borne de niveau 2, 240 V, 48 A :
\[
I_{circuit} = 48 × 1,25 = 60 A
\]
Conducteurs : calibre 6 AWG CU (ampacité 65 A à 75 °C) ou 4 AWG AL. Disjoncteur : 60 A.
Chute de tension (règle 8-200) :
\[
Δ V = (2 × L × I × rho)/(A)
\]
où \(L\) = longueur du conducteur (m), \(I\) = courant (A), \(rho\) = résistivité du cuivre (0,0172 Ω·mm²/m à 20 °C), \(A\) = section (mm²).
Exemple : L = 30 m, I = 60 A, A = 13,3 mm² (6 AWG) :
\[
Δ V = (2 × 30 × 60 × 0,0172)/(13,3) = (61,92)/(13,3) ≈ 4,66 V
\]
En pourcentage : \((4,66)/(240) × 100 = 1,94\) % — acceptable (moins de 3 %).
3.4 Gestion de la charge et équilibrage
Pour les installations avec plusieurs bornes ou une charge résidentielle élevée, un système de gestion de charge peut être requis pour éviter de surcharger le service électrique. Ces systèmes :
Mesurent la consommation totale du bâtiment.
Réduisent dynamiquement le courant de charge des bornes.
Sont conformes à la règle 86-114 (si installés, ils doivent être certifiés et programmés selon les spécifications du fabricant).
Calcul de la charge du service : Selon la règle 8-200, la charge de recharge doit être ajoutée au calcul de la charge du service. Pour une borne de 48 A, la charge est de 48 A × 240 V = 11,52 kVA. Si le service est de 200 A à 240 V (48 kVA), la marge restante doit être vérifiée.
4. Éoliennes et micro-hydroélectricité
4.1 Éoliennes
Les éoliennes de petite taille (1–100 kW) produisent du CC ou du CA variable. Elles nécessitent :
Un redresseur pour convertir le CA variable en CC.
Un contrôleur de charge pour réguler la tension.
Un onduleur pour la connexion au réseau (si applicable).
Puissance éolienne :
\[
P = (1)/(2) × rho × A × v^3 × C_p
\]
où \(rho\) = densité de l'air (1,225 kg/m³), \(A\) = surface balayée (m²), \(v\) = vitesse du vent (m/s), \(C_p\) = coefficient de performance (max 0,59, typique 0,35–0,45).
Exemple : Rotor de 5 m de diamètre (A = 19,6 m²), vent à 10 m/s, Cp = 0,40 :
Les systèmes micro-hydro (moins de 100 kW) utilisent la chute d'eau et le débit. La puissance est :
\[
P = rho × g × Q × H × eta
\]
où \(g\) = 9,81 m/s², \(Q\) = débit (m³/s), \(H\) = hauteur de chute (m), \(eta\) = rendement (0,50–0,70 pour petites turbines).
Exemple : Q = 0,05 m³/s, H = 20 m, η = 0,60 :
\[
P = 1000 × 9,81 × 0,05 × 20 × 0,60 = 5886 W ≈ 5,9 kW
\]
4.3 Exigences du CCÉ
Les éoliennes et micro-hydro sont couvertes par la Section 64 (règles 64-202 à 64-218). Points spécifiques :
Règle 64-202 : Les conducteurs CC doivent être identifiés.
Règle 64-204 : Les conducteurs doivent être dimensionnés pour 125 % du courant maximal.
Règle 64-216 : Les éoliennes doivent avoir un sectionneur accessible pour couper la production.
Règle 64-218 : Les onduleurs doivent être certifiés.
5. Mise à la terre et liaison équipotentielle
5.1 Principes généraux
Tous les systèmes d'énergie renouvelable et de stockage doivent être mis à la terre conformément à la Section 10 du CCÉ. Points clés :
Mise à la terre des équipements : tous les châssis métalliques, supports et boîtiers doivent être reliés à la terre.
Mise à la terre du système : pour les systèmes CC, un conducteur de mise à la terre doit être installé si la tension dépasse 50 V.
Liaison équipotentielle : les masses métalliques doivent être interconnectées pour éviter les différences de potentiel dangereuses.
5.2 Particularités des systèmes PV
Règle 64-212 : Les modules PV doivent être mis à la terre par leur châssis. Les supports métalliques doivent être reliés à la terre.
Règle 64-214 : Les conducteurs de mise à la terre doivent être dimensionnés selon la règle 10-614 (tableau 16).
Parafoudres : Recommandés sur les circuits CC et CA pour protéger contre les surtensions transitoires (foudre).
5.3 Particularités des ESS
Les batteries doivent être installées sur des supports non conducteurs ou isolés.
Les conducteurs de liaison équipotentielle doivent relier les bornes négatives (ou le point milieu) à la terre du système.
Pour les batteries lithium-ion, suivez les instructions du fabricant concernant la mise à la terre (certaines exigent une isolation galvanique).
6. Sécurité et procédures d'installation
6.1 Sécurité électrique
Verrouillage/étiquetage (LOTO) : toujours couper les sources CC et CA avant toute intervention. Les batteries peuvent fournir du courant même débranchées.
Équipement de protection individuelle (EPI) : gants isolants classe 0 (1000 V) pour les travaux CC, écran facial, vêtements ignifuges.
Danger des arcs électriques : les systèmes PV et batteries peuvent produire des courants de défaut élevés. Calculez l'énergie incidente selon NFPA 70E ou CSA Z462.
6.2 Procédure de mise en service
199.Inspection visuelle : vérifier les connexions, le serrage des bornes, l'état des câbles.
200.Mesure de continuité : vérifier la mise à la terre et la liaison équipotentielle.
201.Test d'isolement : mesurer la résistance d'isolement des conducteurs (minimum 1 MΩ à 500 V DC).
202.Vérification de polarité : s'assurer que les connexions CC sont correctes (positif/négatif).
203.Mise sous tension progressive : d'abord le côté CC, puis le côté CA, en surveillant les tensions.
204.Test de fonctionnement : vérifier la production, la synchronisation de l'onduleur, et la communication avec le réseau.
6.3 Dépannage courant
Symptôme
Cause probable
Vérification
Aucune production PV
Onduleur en défaut, fusible CC ouvert
Vérifier les fusibles, les tensions CC
Production réduite
Ombrage, modules sales, connexions desserrées
Mesurer la tension de chaque chaîne
Batterie ne charge pas
Contrôleur de charge défectueux, câblage inversé
Vérifier la polarité, les paramètres
Borne VE ne fonctionne pas
Disjoncteur déclenché, défaut de terre
Vérifier le disjoncteur, la mise à la terre
Pièges à éviter
209.Oublier le facteur 1,25 : Le dimensionnement des conducteurs et des protections pour les circuits PV et VE doit toujours inclure le facteur 1,25 (règles 64-204 et 86-104). Ne l'oubliez pas dans les calculs.
210.Confondre courant de court-circuit et courant maximal : Le courant maximal d'un circuit PV est \(1,25 × I_{sc}\), pas \(I_{sc}\) seul.
211.Négliger la chute de tension : Pour les circuits VE, la règle 8-200 exige une chute de tension maximale de 3 %. Un conducteur trop petit peut causer un échec d'inspection.
212.Ignorer la ventilation des batteries : Les batteries plomb-acide produisent de l'hydrogène. Une ventilation inadéquate est un danger d'explosion et une violation de la règle 64-302.
213.Utiliser des équipements non certifiés : Les onduleurs, bornes VE et batteries doivent être certifiés selon les normes CSA appropriées. Vérifiez les étiquettes.
214.Oublier le sectionneur d'urgence : La règle 64-210 exige un sectionneur accessible pour les systèmes PV et ESS. Son absence est une défaillance majeure.
215.Confondre les niveaux de recharge : Le niveau 1 est 120 V, le niveau 2 est 208/240 V, le niveau 3 est DC. Les calculs de circuit diffèrent considérablement.
216.Ne pas vérifier la polarité : Une inversion de polarité sur un circuit CC peut endommager l'onduleur ou le contrôleur de charge. Toujours vérifier avant la mise sous tension.
217.Sous-dimensionner le service électrique : L'ajout d'une borne VE peut surcharger le service existant. Effectuez toujours un calcul de charge complet (règle 8-200).
218.Oublier les exigences de mise à la terre : Les systèmes PV et ESS ont des exigences spécifiques de mise à la terre (Section 10 et Section 64). Ne les négligez pas.
Résumé
Systèmes PV : La Section 64 du CCÉ régit l'installation. Les conducteurs sont dimensionnés à 125 % du courant de court-circuit. Les onduleurs doivent être certifiés et avoir une fonction anti-îlotage.
Stockage d'énergie : Les batteries nécessitent une ventilation adéquate, une protection contre les surintensités et un sectionneur d'urgence. Le dimensionnement dépend de la charge, de l'autonomie et de la DOD.
Recharge de VE : La Section 86 exige des circuits dédiés, dimensionnés à 125 % du courant nominal, avec une chute de tension maximale de 3 %. Les bornes doivent être certifiées CSA C22.2 No. 280 (AC) ou No. 281 (DC).
Calculs clés : Puissance PV (\(P = N × P_{module}\)), énergie (\(E = P × H × eta\)), capacité de batterie (\(E = V × C\)), chute de tension (\(Δ V = 2 × L × I × rho / A\)).
Sécurité : Toujours couper les sources avant intervention, utiliser l'EPI approprié, et suivre les procédures de verrouillage/étiquetage.
Mise à la terre : Tous les équipements doivent être mis à la terre conformément à la Section 10, avec des conducteurs dimensionnés selon le tableau 16.
Pour réussir l'examen, pratiquez les calculs de dimensionnement et mémorisez les règles clés des Sections 64 et 86. Les questions portent souvent sur des scénarios pratiques : dimensionnement d'un circuit, choix d'un disjoncteur, ou identification d'une violation du Code.
