Réponse rapide : comment spécifier un SPD DC pour un champ solaire

Choisissez un SPD DC à partir de quatre données : la tension maximale en circuit ouvert du champ, son courant de court-circuit maximal, la présence ou non d’un système de protection contre la foudre et le régime de mise à la terre. Dimensionnez la tension maximale de service continu à Ucpv ≥ 1,2 × la Voc maximale du champ (IEC 61643-32), choisissez Type 2 pour les toitures ordinaires ou Type 1+2 lorsque l’exposition à la foudre ou un LPS est présent, et confirmez que le dispositif est homologué DC avec un sectionneur thermique intégré. Adaptez la classe de tension au système : 600 V, 1000 V ou 1500 V.

Un dispositif de protection contre les surtensions DC tombe en panne d’une manière qu’un dispositif AC ne connaît jamais. Par un matin froid et dégagé, une chaîne photovoltaïque se trouve à sa tension la plus élevée de l’année, le champ est sous tension dès l’instant où le soleil franchit l’horizon, et il n’y a aucun passage par zéro alternatif pour aider à éteindre un arc interne. Un SPD choisi en fonction de la tension nominale du système — “ c’est un système de 1000 V, donc un dispositif de 1000 V convient ” — peut rester en surcontrainte permanente, dériver vers un courant de fuite et déclencher son sectionneur thermique des mois avant sa durée de vie nominale. Le chiffre qui protège le champ n’est pas la tension nominale ; c’est la tension maximale réelle en circuit ouvert du champ plus une marge, et tout le reste de la spécification découle de l’obtention correcte de cette seule valeur.

Ce guide parcourt la sélection côté DC de la manière dont un constructeur de tableaux ou un spécificateur EPC procède réellement : établir les données du champ, dimensionner la tension, choisir le type, fixer les caractéristiques de protection, puis boucler sur le courant de défaut, le sectionneur thermique, la configuration, la mise à la terre, la fiche technique, le côté AC et le cycle de vie. Il suit le cadre de l’IEC 61643-31 (la norme produit pour les SPD DC photovoltaïques) et de l’IEC 61643-32 (sélection et application). Pour une vue plus large couvrant les dispositifs de Type 1, 2 et 3 et les côtés AC et DC, voir le guide complet des dispositifs de protection contre les surtensions; cet article est le compagnon côté DC qui approfondit là où un champ solaire rend la décision différente.

Pourquoi un SPD DC n’est pas un SPD AC tourné sur le côté

La tentation de réutiliser un parafoudre AC de rechange côté PV est le raccourci le plus dangereux de la protection contre les surtensions solaires. Le courant alternatif passe par zéro cent fois par seconde ; lorsqu’une varistance en fin de vie commence à conduire, ce passage naturel par zéro aide le sectionneur interne à couper le courant de suite. Un champ photovoltaïque fournit un courant continu permanent sans aucun passage par zéro. Une varistance à oxyde métallique en dégradation peut donc entretenir un arc DC, chauffer et devenir une source d’incendie au lieu de tomber en panne de manière sûre.

L’élément de protection lui-même fonctionne de la même manière dans les deux mondes : une varistance à oxyde métallique (MOV) est en pratique un circuit ouvert à la tension normale et s’effondre à une faible impédance en quelques nanosecondes lorsque la tension franchit son seuil, déviant la surtension vers la terre et limitant la tension résiduelle. Certains dispositifs associent la MOV à un éclateur à gaz (GDT) en série pour éliminer le courant de fuite et améliorer le mode de défaillance. Ce qui change côté DC n’est pas la physique de l’écrêtage mais le comportement en défaut après le vieillissement de l’élément, et c’est pourquoi le dispositif entier — sa tension assignée, son sectionneur et sa topologie interne — est conçu pour le DC.

Pour cette raison, un SPD DC photovoltaïque conforme est construit différemment. Il est homologué pour un fonctionnement continu en DC, ses modes de protection sont agencés pour un champ DC flottant ou fonctionnellement mis à la terre plutôt que pour une alimentation AC référencée au neutre, et il comporte un sectionneur thermique intégré L’élément de protection lui-même fonctionne de la même manière dans les deux mondes : une varistance à oxyde métallique (MOV) est en pratique un circuit ouvert à la tension normale et s’effondre à une faible impédance en quelques nanosecondes lorsque la tension franchit son seuil, dérivant la surtension vers la terre et limitant la tension résiduelle. Certains appareils associent la MOV à un éclateur à gaz (GDT) en série pour éliminer le courant de fuite et améliorer le mode de défaillance. Ce qui change côté continu, ce n’est pas la physique de l’écrêtage, mais le comportement en défaut après le vieillissement de l’élément, et c’est pourquoi l’appareil complet — son calibre de tension, son sectionneur et sa topologie interne — est conçu pour le continu. C’est pourquoi un parafoudre DC photovoltaïque conforme est construit différemment. Il est prévu pour un fonctionnement continu en courant continu, ses modes de protection sont agencés pour un champ photovoltaïque flottant ou fonctionnellement relié à la terre plutôt que pour une alimentation alternative référencée au neutre, et il comporte un, sectionneur thermique intégré.

qui isole la varistance en cas de défaillance sans dépendre d’un passage à zéro du courant. La norme IEC 61643-31 indique explicitement que ces appareils sont dédiés au côté continu des générateurs photovoltaïques et des onduleurs — un parafoudre AC ne satisfait pas à ces exigences et ne doit jamais être utilisé en remplacement. Il s’agit d’un travail différent de celui d’un appareil qui protège contre les surtensions et sous-tensions durables du réseau ; si votre préoccupation est une montée ou une baisse lente de la tension d’alimentation plutôt qu’un transitoire de l’ordre de la microseconde, cela relève du domaine d’un

protecteur contre les surtensions et sous-tensions

, et non d’un parafoudre. Commencez par le champ photovoltaïque : les quatre données qui déterminent le parafoudre.
Chaque caractéristique de la fiche technique du parafoudre répond à une question sur le champ photovoltaïque. Établissez ces quatre données avant de consulter un quelconque produit :. Tension maximale en circuit ouvert, Uoc(max).
Pas la tension nominale du système — la tension la plus élevée que la chaîne peut atteindre, qui survient en circuit ouvert le matin le plus froid attendu. Cela détermine Ucpv. Courant de court-circuit maximal, Iscpv.
Le courant de court-circuit présumé du champ photovoltaïque à l’emplacement du parafoudre, majoré pour l’irradiance et la température. Cela détermine l’exigence de tenue au court-circuit et décide si un dispositif de secours externe est nécessaire. Exposition à la foudre et présence d’un SPF.

Si le site possède un système de protection contre la foudre, se trouve dans un endroit exposé ou à forte densité de foudroiement, ou ne peut pas maintenir la distance de séparation par rapport aux conducteurs de descente. Cela décide entre Type 2 et Type 1+2.

Régime de neutre et longueur des câbles DC.

Champ photovoltaïque fonctionnellement relié à la terre ou flottant, et distance de câble entre le champ et l’onduleur. Cela décide de la configuration interne du parafoudre et du nombre d’emplacements de parafoudres nécessaires au système. Si ces quatre données sont correctes, le reste de la spécification n’est que mécanique. Si vous les devinez, aucun courant de décharge nominal affiché ne sauvera l’installation.

Dimensionnement de Ucpv : la règle du 1,2 × Voc et la vérification du matin froid, Ucpv.

est la tension de service continu maximale que le parafoudre peut supporter indéfiniment sans se dégrader. Chaque mode de protection à l’intérieur de l’appareil — positif-terre, négatif-terre et pôle-pôle — doit rester au-dessus de la tension la plus élevée du champ photovoltaïque dans toutes les conditions de service. La norme IEC 61643-32 énonce directement la règle :.

Ucpv ≥ 1,2 × Uoc(max)

, où Uoc(max) est la tension maximale en circuit ouvert du champ photovoltaïque dans les conditions d’essai normalisées.

Le facteur 1,2 n’est pas une marge arbitraire. La tension en circuit ouvert augmente lorsque la température des cellules descend sous les 25 °C des conditions d’essai normalisées, d’environ 0,3 % par degré pour le silicium cristallin. La marge de 20 % absorbe cette hausse par temps froid dans la plupart des climats, de sorte que le parafoudre n’est jamais exploité à sa valeur Ucpv ou au-dessus lorsque le champ photovoltaïque atteint son maximum à l’aube. Exemple concret : une chaîne de classe 1500 V.
Prenons une chaîne de 24 modules, chacun ayant une tension en circuit ouvert STC de 49,5 V. Uoc(max) du champ photovoltaïque aux STC = 24 × 49,5 V =.
1188 V Appliquez la marge normalisée : Ucpv ≥ 1,2 × 1188 V = 1426 V.

Choisissez la classe de tension immédiatement supérieure à ce chiffre : un parafoudre DC 1500 V (Ucpv calibré à 1500 V).

Vérifiez le matin froid pour un site extrême. À une température minimale de conception des cellules de −10 °C, le terme de température est une baisse de 35 degrés × 0,3 %/°C ≈ +10,5 %, donc Voc monte à environ 1188 × 1,105 ≈.
1313 V.
Systèmes 1500 V → classe 1500 V.

Type 2 ou Type 1+2 ? Adaptez le parafoudre à l’exposition à la foudre

Le type est une décision liée au risque de foudre, pas un niveau de qualité. Il découle de la quatrième entrée ci-dessus et de la conception de la protection contre la foudre du site.

Type 2 les appareils sont testés avec l’onde 8/20 µs et caractérisés par le courant nominal de décharge (In) et le courant maximal de décharge (Imax). Ils traitent les surtensions induites et les transitoires de commutation — la menace quotidienne sur une toiture de bâtiment sans système de protection externe contre la foudre. Cela couvre la majorité des installations photovoltaïques résidentielles et commerciales en toiture.
Type 1+2 les appareils ajoutent une tenue au courant partiel de foudre, le courant impulsionnel Iimp testé avec l’onde 10/350 µs, tout en assurant une protection de Type 2. Spécifiez-les lorsqu’un système de protection contre la foudre est présent et que la distance de séparation ne peut pas être maintenue, sur les installations au sol exposées et en sommet de colline, et dans les régions à forte densité de foudroiement — partout où une part du courant direct de foudre peut être conduite vers le côté DC.

La question décisive est de savoir si un courant de foudre direct ou partiel peut atteindre le câblage du champ photovoltaïque, ce qui est évalué par l’analyse de risque de protection contre la foudre du site (la série IEC 62305). Si la réponse est oui, la capacité Iimp supplémentaire d’un appareil Type 1+2 protège contre une énergie que l’essai de Type 2 ne représente pas. Si la réponse est clairement non, un appareil de Type 2 bien spécifié est le choix correct et plus économique, pas un compromis.

Les caractéristiques côté DC qui protègent réellement l’onduleur

Une fois la tension et le type fixés, trois caractéristiques déterminent si l’onduleur derrière le parafoudre est réellement protégé :

Caractéristique	Ce qu’elle représente	Règle de sélection
En haut (niveau de protection en tension)	La tension résiduelle que le parafoudre laisse atteindre l’équipement pendant une surtension	Maintenez Up au moins ~20 % en dessous de la tension de tenue aux chocs (Uw) de l’entrée DC de l’onduleur, afin qu’une marge subsiste après les pertes en longueur de câble
Dans (courant nominal de décharge)	Le courant 8/20 µs que le parafoudre peut dériver de façon répétée sans dommage	Un In plus élevé donne plus de réserve et une durée de vie plus longue sur les sites exposés ; traitez-le comme la caractéristique de travail, pas comme le maximum
Imax (courant maximal de décharge)	Le courant 8/20 µs d’un seul événement que le parafoudre peut supporter une fois	Un plafond de survie pour un événement sévère, pas une valeur de service ; spécifiez avec une marge au-dessus de la surtension attendue, pas égale à celle-ci

Up est la caractéristique la plus souvent ignorée et celle qui détermine le plus directement si l’onduleur survit. Un appareil avec un Imax impressionnant mais un Up proche de la tension de tenue de l’onduleur laisse passer un transitoire que l’électronique ne peut pas absorber. La gamme solaire DC de JUTRION, par exemple, spécifie Up sur ses appareils de 40 kA (8/20 µs Imax) afin que cette coordination puisse être vérifiée par rapport à la fiche technique de l’onduleur plutôt que supposée.

Coordonnez les étages et vérifiez le parafoudre intégré de l’onduleur

Deux questions liées aux parafoudres déterminent si des appareils supplémentaires aident ou gaspillent simplement de l’argent.

Coordination énergétique entre les étages. Lorsqu’un dispositif de Type 1+2 au niveau du champ ou du coffret de regroupement fonctionne avec un dispositif de Type 2 au niveau de l’onduleur, les deux doivent être coordonnés en énergie afin que le dispositif en amont absorbe le choc à haute énergie et que le dispositif en aval ne fasse qu’atténuer le résiduel. La coordination est obtenue en maintenant une longueur de câble DC suffisante entre les étages — environ 10 mètres assurent un découplage inductif suffisant — ou, lorsque cette distance n’est pas disponible, par une inductance de découplage ou un ensemble coordonné vérifié par le fabricant. Mélanger des dispositifs de deux fabricants sans découplage défini peut surcharger le SPD en aval ; suivez les données de coordination du fabricant plutôt que de supposer que deux dispositifs quelconques coopèrent.

L’onduleur peut déjà contenir un SPD DC. De nombreux onduleurs string modernes sont livrés avec un SPD DC de Type 2 intégré ou un emplacement pour un module enfichable. Confirmez ce point avant de spécifier un dispositif externe à l’entrée DC de l’onduleur : si l’onduleur protège déjà ses propres bornes, l’effort externe appartient au niveau du champ ou du coffret de regroupement, là où un long câble DC direct est sinon non protégé. Spécifier un second SPD à 200 mm d’un dispositif intégré existant ne protège rien de nouveau et ajoute un point de défaillance.

Courant de défaut, protection de secours et sectionneur thermique : la chaîne de sécurité que les concurrents ignorent

C’est ici qu’une sélection de qualité se distingue d’un choix de catalogue, et c’est là que la plupart des articles sur les SPD solaires restent silencieux. Trois exigences liées empêchent un SPD défaillant de devenir un défaut DC.

Tenue au court-circuit (Iscpv / SCCR)

Le SPD doit survivre au courant de court-circuit présumé du champ à sa position d’installation. Comparez le courant de tenue au court-circuit assigné du dispositif, Iscpv, au courant de court-circuit maximal du champ — environ 1,25 × l’Isc STC des modules pour le nombre pertinent de chaînes en parallèle, le facteur 1,25 couvrant l’amélioration due à l’irradiance et à la température selon la pratique de conception des champs PV (IEC 62548). Pour un coffret de regroupement rassemblant quatre chaînes en parallèle de modules ayant un courant de court-circuit STC de 13,5 A, cela donne 1,25 × 13,5 A × 4 ≈ 68 A; le SPD à cette position doit avoir une valeur Iscpv égale ou supérieure à environ 68 A. L’Iscpv du SPD doit être égal ou supérieur à ce chiffre à chaque emplacement où il est installé.

Le sectionneur thermique intégré

Comme un arc DC n’a pas de passage naturel par zéro du courant, la norme IEC 61643-31 exige que le SPD s’isole lui-même en cas de défaillance. En pratique, il s’agit d’un sectionneur thermique lié à la varistance qui ouvre le chemin de protection lorsque l’élément surchauffe en fin de vie. C’est un élément de sécurité obligatoire d’un SPD DC PV, pas une fonction haut de gamme — un dispositif qui en est dépourvu n’a pas sa place du côté DC.

Lorsqu’un dispositif de secours externe est nécessaire

Un fusible de secours externe ou un sectionneur DC est requis uniquement lorsque le courant de court-circuit présumé du champ dépasse la valeur Iscpv du SPD. De nombreux SPD DC PV sont conçus pour supporter le courant de court-circuit complet de la chaîne et n’ont besoin d’aucune protection de secours externe ; ajouter un fusible inutile ne fait qu’introduire un point de défaillance et une longueur de câble supplémentaires. Lisez la fiche technique du SPD : elle indique le courant de court-circuit maximal du champ que le dispositif tolère sans aide et, lorsqu’une protection de secours est nécessaire, le calibre recommandé. Sur les grandes installations, spécifiez également un dispositif avec un contact de signalisation à distance afin qu’un opérateur voie un SPD en fin de vie sur le système de surveillance au lieu d’ouvrir les armoires pour vérifier les indicateurs d’état.

Configuration de câblage : 2 pôles standard ou Y pour les champs mis à la terre et flottants

Les parafoudres DC PV existent en plusieurs topologies internes, et le choix dépend du régime de neutre du générateur. Les deux que vous rencontrerez sont :

Bipolaire standard : une varistance entre le pôle positif et la terre et une autre entre le pôle négatif et la terre. Simple et adaptée aux systèmes mis à la terre fonctionnellement lorsque cette configuration convient au générateur.
Configuration en Y (également appelée 3+0 ou protection totale) : les pôles positif et négatif se connectent chacun via une varistance à un nœud commun, et ce nœud est relié à la terre via un éclateur à gaz (parafoudre à éclateur). Comme l’éclateur bloque le courant continu permanent vers la terre, une seule varistance défaillante ne peut pas créer de défaut permanent pôle-terre, et cette configuration convient aussi bien aux installations flottantes (non reliées à la terre) qu’aux installations fonctionnellement reliées à la terre. C’est la configuration utilisée par la plupart des parafoudres DC photovoltaïques précisément pour cette raison.

Faites correspondre la configuration au régime de neutre de l’installation photovoltaïque et vérifiez-la par rapport à la fiche technique du parafoudre ; un appareil choisi uniquement en fonction de la tension et du courant, mais câblé selon une mauvaise topologie, peut rendre un mode de protection inefficace ou introduire des courants de fuite.

Mise à la terre, liaison équipotentielle et dimensionnement des conducteurs

Un parafoudre ne vaut que ce que vaut le chemin de terre dans lequel il décharge. Le courant de surtension que l’appareil dérive doit atteindre la masse de terre par un trajet à faible impédance, et si ce trajet est long, fin ou mal serré, la tension résiduelle augmente, quelle que soit la qualité de l’Up de l’appareil.

Section des conducteurs. Dimensionnez les conducteurs de raccordement et de mise à la terre du parafoudre pour la surtension, pas seulement pour le courant de service. La pratique d’installation courante (IEC 60364-5-53) est d’au moins 6 mm² de cuivre pour un appareil de type 2 et d’au moins 16 mm² de cuivre pour un appareil de type 1 ou de type 1+2 qui conduit un courant partiel de foudre. Confirmez cette valeur par rapport aux règles de câblage locales et aux instructions du parafoudre.
Liaison équipotentielle. Reliez la borne de terre du parafoudre à la mise à la terre du châssis du générateur et au système de mise à la terre principal afin que, pendant une surtension, toute l’installation monte et descende ensemble et qu’aucune différence de potentiel dangereuse n’apparaisse aux bornes de l’onduleur. Sur les systèmes dotés d’un système de protection contre la foudre, cette liaison fait partie de la conception de la mise à la terre du SPF, et non d’un ajout séparé après coup.
Raccordements. Maintenez les raccordements bien serrés et protégés contre la corrosion dans un coffret de regroupement extérieur ; un joint à résistance élevée dans le chemin de terre neutralise discrètement l’appareil.

La mise à la terre est la partie de la spécification qu’une fiche technique ne peut pas régler à votre place. Deux parafoudres identiques, l’un avec une terre équipotentielle courte en 16 mm² et l’autre avec une queue longue et sous-dimensionnée, protègent l’onduleur de manière très différente.

Où installer, et les deux règles qui déterminent la tension résiduelle

Un parafoudre ne protège que ce qui se trouve à proximité immédiate, donc l’emplacement fait partie de la spécification, et non d’un ajout après coup.

À l’entrée DC de l’onduleur — sauf si l’onduleur contient déjà un parafoudre DC coordonné. C’est l’équipement que vous protégez.
Au niveau du générateur ou du coffret de regroupement — lorsque le câble DC entre le générateur et l’onduleur dépasse environ 10 mètres. Au-delà de cette distance, une surtension induite sur le long câble DC peut atteindre une tension suffisante pour qu’un seul parafoudre à l’extrémité éloignée ne protège plus les deux extrémités ; il faut donc protéger aux deux.
Aux coffrets de regroupement et de regroupement secondaire — sur les systèmes multi-chaînes et les grandes installations au sol, un parafoudre par groupe de chaînes plus le sectionneur DC, en suivant les zones de protection de l’installation.

Deux règles d’installation déterminent ensuite la tension qui atteint réellement l’équipement :

La règle des 0,5 m. Maintenez la longueur totale des conducteurs de raccordement — la boucle passant par les pôles actifs et le conducteur de terre — à environ 0,5 m. Chaque longueur supplémentaire de conducteur ajoute une tension inductive (V = L × di/dt) en plus de l’Up de l’appareil pendant une surtension rapide ; un câblage soigné mais passant par le chemin le plus long dans l’armoire augmente donc discrètement la tension résiduelle. Prenez le chemin le plus court vers le jeu de barres et la barre de terre.
Raccordez la terre en premier. Établissez le chemin de terre de protection avant les conducteurs actifs afin que le chemin de décharge existe dès que le parafoudre est sous tension.

Lisez la fiche technique : un décodeur des paramètres d’un SPD DC photovoltaïque

Une spécification n’est sûre qu’une fois que vous savez lire la fiche technique sans deviner. Voici les lignes qui comptent sur un SPD DC photovoltaïque, et ce que chacune vous indique.

Ligne de la fiche technique	Ce qu’elle signifie	Ce qu’il faut vérifier
Ucpv (Uc DC)	Tension de service continue maximale en DC	≥ 1,2 × Voc maximal du champ, par mode de protection
Type / Classe	Type 2 (Classe II) ou Type 1+2 (Classe I+II)	Correspond à la décision d’exposition à la foudre
Iimp (10/350 µs)	Courant impulsionnel partiel de foudre, essai Type 1	Présent et adéquat uniquement là où le Type 1+2 est requis
In (8/20 µs)	Courant nominal de décharge, service répété	Dimensionné selon l’exposition du site ; la valeur de service
Imax (8/20 µs)	Courant maximal de décharge unique	Marge confortable au-dessus de la surtension attendue
En haut	Niveau de protection en tension (tension résiduelle)	≥ 20 % en dessous de la tension de tenue DC de l’onduleur
Iscpv / SCCR	Tenue au court-circuit aux bornes	≥ courant de court-circuit maximal du champ à cet endroit
Temps de réponse (tA)	À quelle vitesse l'élément se serre	Ordre de la nanoseconde pour les dispositifs à base de MOV
Déconnecteur thermique / indicateur	Sécurité intégrée interne et fenêtre d'état	Présent ; indication vert/rouge ou drapeau ; module enfichable préféré
Contact de signalisation à distance	Contact libre de potentiel pour la surveillance	À spécifier sur les grandes installations ou celles sans surveillance
Température de fonctionnement / IP	Plage environnementale et indice de protection	Adapté au climat et à l'enveloppe du coffret de regroupement
Pôles / montage / bornes	2 pôles ou Y, rail DIN 35 mm, capacité des conducteurs	Correspond au régime de neutre et à la section des câbles

Si l'une de ces lignes manque dans une fiche technique — en particulier Ucpv, Iscpv ou le déconnecteur thermique — traitez cette omission comme une raison de poser la question, pas comme une hypothèse à faire. Un dispositif qui ne précise pas sa tenue au court-circuit ou sa tension nominale DC n'est pas documenté pour le côté DC.

N'oubliez pas le côté AC : protéger l'ensemble du système photovoltaïque

Une spécification de protection contre les surtensions photovoltaïques qui s'arrête au côté DC n'est qu'une demi-spécification. Le même événement de foudre ou de commutation qui menace le champ photovoltaïque atteint la sortie AC de l'onduleur et le point de raccordement au bâtiment ou au réseau, et ce côté a besoin de son propre SPD conforme à la norme IEC 61643-11 — un CA dispositif, dimensionné selon la tension du système AC (par exemple Uc autour de 275 V phase-terre sur un système 230/400 V), et non un dispositif DC.

Coordonnez les deux côtés : un SPD AC de type 2 à la sortie de l'onduleur et au tableau AC principal pour un bâtiment sans LPS externe, ou un SPD AC de type 1+2 à l'origine lorsqu'un LPS est présent, en reproduisant la logique utilisée du côté DC. La gamme AC de JUTRION — le JUSPD-40AC (type 2) et le JUSPD-12.5AC (type 1+2) — couvre ce côté selon les mêmes normes, de sorte qu'un seul fournisseur peut fournir un ensemble coordonné DC et AC plutôt que deux moitiés non assorties.

Surveillance, maintenance et remplacement

Un SPD est une pièce d'usure. Chaque surtension qu'il dévie consomme un peu de la durée de vie de la varistance, et le dispositif est conçu pour atteindre sa fin de vie et se déconnecter plutôt que de tomber en panne de manière catastrophique. Spécifier pour ce cycle de vie fait partie de la sélection, ce n'est pas un sujet de maintenance distinct.

Modules enfichables. Préférez un dispositif avec un module de protection enfichable et une embase qui reste câblée. Le remplacement ne prend alors que quelques secondes et ne perturbe pas les terminaisons DC ni le chemin de terre — important sur un système photovoltaïque sous tension qui ne peut pas simplement être éteint en plein jour.
Indication d'état. Un drapeau mécanique ou une fenêtre vert-rouge montre en un coup d'œil si le module protège encore. Sur un grand champ ou un champ en toiture où personne n'inspecte le coffret de regroupement chaque semaine, ajoutez le contact de signalisation à distance et câblez-le au système de surveillance afin qu'un module en fin de vie déclenche une alarme.
Inspection et remplacement. Vérifiez les indicateurs à chaque visite de maintenance programmée et après tout événement de foudre sévère connu dans la zone. Lorsque la fenêtre affiche rouge ou que le module s'est déconnecté, remplacez le module — il ne protège plus, même si le champ continue de produire. Isolez en toute sécurité et suivez les consignes du fabricant pour le travail sous tension avant de retirer un module sur un système DC sous tension.

Concevoir la protection du champ de manière qu'un module défaillant puisse être vu et remplacé rapidement, c'est ce qui maintient la protection réelle des années après la mise en service, plutôt qu'un voyant vert que tout le monde suppose encore vert.

Exemple concret : une toiture commerciale de 100 kW

La méthode se rassemble sur un seul projet réaliste. Ce cas est illustratif, pas une installation JUTRION spécifique, mais l'arithmétique est l'arithmétique que vous feriez réellement.

Le système. Un toit commercial plat de 100 kWc, onduleurs string 1500 V, aucun système de protection externe contre la foudre sur le bâtiment, densité de foudroiement modérée. Modules : 550 W, Voc(STC) 49,9 V, Isc(STC) 13,85 A, coefficient de température de Voc environ −0,28 %/°C. Chaînes de 24 modules, quatre chaînes par coffret de regroupement, coffrets de regroupement à environ 15 m de câble des onduleurs.

Tension. Voc(STC) de chaîne = 24 × 49,9 = 1197,6 V. Ucpv ≥ 1,2 × 1197,6 = 1437 V → un dispositif de classe 1500 V Vérification à froid à un minimum de conception de −5 °C : +8,4 % sur Voc ≈ 1298 V, toujours sous 1500 V. La longueur de chaîne est sûre pour un système 1500 V ; une chaîne de 26 modules aurait poussé Ucpv à ~1560 V et hors de la classe 1500 V.
Type. Pas de parafoudre externe et un toit de bâtiment → Type 2 est correct à la fois côté coffret de regroupement et côté onduleur. Un Type 1+2 ne serait spécifié que si un parafoudre était ajouté ou si le site était fortement exposé.
Tenue au court-circuit. Par coffret, quatre chaînes en parallèle : Iscpv ≥ 1,25 × 13,85 × 4 ≈ 69 A. Choisir un dispositif dont l’Iscpv dépasse 69 A ; la plupart le feront, donc aucun fusible de secours externe n’est nécessaire — à confirmer sur la fiche technique.
Emplacements et coordination. Le trajet de 15 m dépasse 10 m, donc protéger les deux coffrets de regroupement et l’entrée DC de l’onduleur ; les 15 m de câble fournissent aussi le découplage qui maintient la coordination énergétique des deux étages. Vérifier d’abord si les onduleurs contiennent déjà un SPD DC intégré — si c’est le cas, conserver les dispositifs des coffrets de regroupement et omettre ceux redondants à l’entrée de l’onduleur.
Up et mise à la terre. Confirm each device’s Up sits at least 20 % below the inverter’s DC withstand voltage, and earth each SPD with at least 6 mm² copper bonded to the array frame and main earth.
AC side. Add a Type 2 AC SPD at the inverter AC output / main LV board, Uc about 275 V, to IEC 61643-11.

Result: Type 2, 1500 V-class DC SPDs with Iscpv ≥ ~70 A at each combiner box and (if the inverter has no integrated device) at each inverter DC input, remote signaling on the combiner units for roof-level monitoring, plus a Type 2 AC SPD at the AC board. That is a coordinated, documented specification — not a box picked on discharge current alone.

Selection matrix: from PV system to a specified DC SPD

The matrix below turns the four inputs into a first-pass specification. Read across from the system and its exposure to the type, voltage class, discharge rating, and where the device belongs. Confirm the exact figures against the array calculation and the SPD datasheet before ordering.

PV system and exposure	SPD type	Ucpv class	Pouvoir de décharge	Location
Residential rooftop, no external LPS	Type 2	Match system (600 / 1000 V)	In sized to exposure; Imax with margin	Inverter DC input; add array end if run > ~10 m
Commercial rooftop, no external LPS	Type 2	1000 / 1500 V	Higher In for repeated duty	Inverter DC input and combiner box
Commercial rooftop with LPS present	Type 1+2	1000 / 1500 V	Iimp (10/350 µs) plus In/Imax	Inverter DC input and combiner box
Exposed ground-mount / hilltop / high flash density	Type 1+2	1500 V	Iimp rated for partial lightning current	Combiner and recombiner boxes; inverter DC input
Utility-scale free-field array	Type 1+2	1500 V	High Iimp and In; remote signaling	Every combiner/recombiner and inverter station, per protection zones

Notice what the matrix does not include: a battery or energy-storage DC bus. IEC 61643-31 and IEC 61643-32 cover the PV generator and inverter DC side up to 1500 V DC; they explicitly do not cover PV systems with energy storage. A battery DC bus needs its surge protection assessed under its own requirements, so do not assume a PV-string SPD is a drop-in for the storage side — specify that separately.

The mistakes that undersize or void a PV DC SPD

Most failed or ineffective PV surge protection traces back to a short list of avoidable errors. Each one has a direct consequence.

Using an AC SPD on the DC side. No DC-capable disconnector, wrong voltage basis — a fire risk, not a protection device.
Sizing Ucpv to the nominal voltage. Ignoring the cold-morning Voc rise overstresses the device and trips its thermal disconnector early. Always size to 1.2 × the maximum Voc.
Over-long or oversized strings. A string whose Voc pushes Ucpv past the 1500 V class leaves no compliant SPD; fix it at design time by shortening the string.
Ignoring Iscpv. An SPD with a short-circuit withstand below the array’s fault current can fail violently instead of disconnecting cleanly.
Leads too long. Exceeding the 0.5 m connecting-lead target adds inductive voltage and defeats a low Up.
Doubling up on an integrated SPD. Fitting an external device beside the inverter’s own coordinated SPD protects nothing new and adds a failure point — put the effort at the unprotected array end.
Uncoordinated stages. Two SPDs with no decoupling distance or defined inductor can leave the downstream device overstressed. Keep ~10 m between stages or follow the maker’s coordination data.
No monitoring on unattended arrays. A red window on a rooftop combiner box no one opens means months of unprotected operation; specify the remote contact.

Turn the selection into an RFQ line

A selection is only useful once it becomes something a supplier can quote against without a second round of questions. The reader job at the end of this process is a single, unambiguous specification line. Capture these fields and an enquiry can be answered in one reply:

Application and standard: PV DC side, to IEC 61643-31; state Type 2 or Type 1+2.
System voltage class and Ucpv: the 600 / 1000 / 1500 V class and the minimum Ucpv from the 1.2 × Voc calculation.
Array maximum Voc: the figure Ucpv was sized against, so the supplier can verify the margin.
Discharge rating: required In and Imax (8/20 µs), and Iimp (10/350 µs) for a Type 1+2 device.
Voltage protection level: the maximum acceptable Up, derived from the inverter’s DC withstand voltage.
Short-circuit withstand: the minimum Iscpv from the array short-circuit calculation, and whether an external backup device is expected.
Configuration and poles: standard 2-pole or Y-configuration, matched to the earthing arrangement.
Installation point and monitoring: inverter input, combiner, or recombiner; DIN-rail format; and whether a remote signaling contact is required.

That line removes the guesswork on both sides and is the difference between a quote and a conversation.

Recommended DC SPD by project type

Bringing the method back to real decisions, here is how the specification typically lands for four common projects, mapped to the two JUTRION solar DC series — JRSPD-40DC-II (Type 2) and JRSPD-40DC-I+II (Type 1+2), both to IEC 61643-31, up to DC 1500 V, 40 kA Imax.

Residential rooftop string inverter (no LPS): a Type 2 device (JRSPD-40DC-II class) at the inverter DC input, Ucpv matched to the string’s cold-morning Voc, sized for occasional induced surges. Add a second at the array end only if the DC run is long.
Commercial rooftop (no LPS): Type 2 at both the combiner box and the inverter DC input, a higher nominal discharge current for repeated duty, and Up checked against the inverter’s DC withstand.
Exposed ground-mount or utility array: Type 1+2 (JRSPD-40DC-I+II class) with a real Iimp rating at combiner and recombiner boxes, 1500 V class, and a remote signaling contact for plant monitoring — this is where the partial-lightning-current capability earns its cost.
Array with a lightning protection system: Type 1+2 wherever separation distance to down-conductors cannot be maintained, coordinated with the LPS design rather than chosen in isolation.

Specify the four inputs first, size Ucpv to 1.2 × the real maximum Voc, choose the type from lightning exposure, then confirm Up, short-circuit withstand, the thermal disconnector, configuration, and earthing against the datasheet. If you want those figures checked against a specific array before you order, the JUTRION AC & DC surge protective device range lists the DC series with the ratings this guide asks for, and the engineering team can confirm the match for your string voltage and site exposure.

References

IEC 61643-31:2018 — Low-voltage surge protective devices, Part 31: Requirements and test methods for SPDs for photovoltaic installations.
IEC 61643-32:2017 — Low-voltage surge protective devices, Part 32: SPDs connected to the DC side of photovoltaic installations, selection and application principles.
IEC 62305 series — Protection against lightning (risk assessment and lightning protection system coordination).
IEC 62548 — Photovoltaic (PV) arrays: design requirements (basis for array maximum short-circuit current).
IEC 60364-5-53 — Low-voltage electrical installations: selection and erection of electrical equipment, isolation, switching and control (SPD connection and conductor sizing).

How to Select a DC SPD for Solar PV: Type, Sizing, and Standards