Quelle est la différence entre IEC 61730 et IEC 61215 ?

Les deux series couvrent des objectifs complémentaires sur le même module. IEC 61730 (parties 1 et 2) traite la sécurité électrique et mécanique : exigences de construction, isolation, classe de feu, decharges partielles, tenue aux impulsions, résistance mécanique, contre le risque de choc ou d'incendie électrique. IEC 61215 (parties 1, 1-x et 2) traite la qualification de conception et l'agrément de type face aux contraintes climatiques attendues : cyclage thermique, humidité chaude, charge mécanique, UV, points chauds. Un module PV bancable détient généralement les deux certifications, IEC 61730 pour la sécurité et IEC 61215 pour la durabilité et la performance.

Quelle sous-partie d'IEC 61215 s'applique a ma technologie ?

IEC 61215-1 est la méthode d'essai générale partagée entre technologies, et la sous-partie 1-x ajuste les parametres par technologie de cellule. IEC 61215-1-1 couvre les modules silicium cristallin (mono et poly), IEC 61215-1-2 couvre les modules tellurure de cadmium (CdTe) en couche mince, IEC 61215-1-3 couvre les modules silicium amorphe et microcristallin (a-Si et uc-Si) en couche mince, IEC 61215-1-4 couvre les modules cuivre indium gallium selenide (CIGS) en couche mince. IEC 61215-2 detaille les procédures d'essai communes a toutes les technologies. Le choix est dicte par la couche absorbante, pas par le format du module.

Quand l'essai de brouillard salin IEC 61701 est-il requis ?

IEC 61701 est exige des que le module est destine a une installation côtière ou a des environnements présentant une exposition significative aux chlorures (atmosphère marine, proximité des tours de refroidissement a l'eau de mer, zones de salage). L'essai enchaine des cycles salins puis verifie la conservation des performances électriques et l'absence de corrosion du cadre, du boîtier de jonction et des contacts. La norme définit six niveaux de sévérité, le plus courant étant le niveau 6 pour les environnements marins hostiles. Les modules vendus sans IEC 61701 sont généralement exclus contractuellement des projets côtiers.

Que verifie l'essai PID IEC 62804 ?

IEC 62804 evalue la dégradation induite par le potentiel (PID, Potential Induced Degradation), phénomène par lequel des courants de fuite entre cellules et cadre, sous tension négative et forte humidité, dégradent la puissance de sortie. L'essai maintient le module sous une tension système équivalente au maximum admis (1000 ou 1500 V typiquement) a température et humidité élevées, puis mesure la perte de puissance apres 96 heures. Le seuil d'acceptation conventionnel est une perte inférieure a 5 pour cent. La PID est réversible sur certaines technologies et irréversible sur d'autres, ce qui fait d'IEC 62804 un filtre d'achat critique pour les centrales a grande échelle.

Le marquage CE suffit-il pour mettre un module sur le marche UE ?

Le marquage CE est nécessaire mais pas commercialement suffisant. Au-dessus de 75 V DC, un module PV releve de la directive basse tension (DBT 2014/35/UE), et il est également soumis a la directive CEM (2014/30/UE) et a RoHS (2011/65/UE). La conformité DBT s'appuie sur IEC 61730 comme présomption de conformité UE. En pratique, les EPC et les évaluateurs de bancabilite exigent, en plus du CE, les certificats IEC 61730 et IEC 61215 émis par un laboratoire reconnu (TUV, UL, VDE), le rapport PID IEC 62804 et le cas échéant IEC 61701 (brouillard salin) et IEC 62716 (ammoniac). Le CE seul n'ouvre pas le financement de projet.

Comment UL 61730 (US) et CSA C22.2 No 61730 (Canada) se placent face a l'IEC ?

UL 61730 (2017) a remplace UL 1703 aux Etats-Unis comme norme de reference pour la sécurité des modules PV. Elle reprend la structure IEC 61730-1 et -2, avec des déviations nationales nord-americaines (exigences de construction alignées sur le National Electrical Code, essai feu ASTM E108 en plus de l'IEC, exigences de marquage de tension système). CSA C22.2 No 61730 est l'équivalent canadien, coordonne avec UL 61730. Un module déjà certifie IEC 61730 n'est pas automatiquement certifie UL 61730, mais l'essentiel de la campagne d'essai peut être réutilisé avec l'ajout des deltas nord-americains.

Quel cadre pour les modules bifaciaux ?

Les modules bifaciaux acceptent la lumière sur les deux faces et présentent un gain de puissance en face arriere qui dépend de l'albédo de la surface d'installation. IEC TS 60904-1-2 specifie la procédure d'essai flash pour la face arriere, avec une irradiance arriere contrôlée, et les exigences d'IEC TS 60904-1-2 sont désormais systématiquement demandees. IEC 61215 et IEC 61730 s'appliquent aux modules bifaciaux avec des ajustements : essais d'isolation arriere, essais de decharges partielles sur la face arriere, essais de charge mécanique sur les deux faces. La puissance publiée doit distinguer explicitement le STC face avant et le gain bifacial, sous peine de rejet en appel d'offres PV.

Quels sont les pieges les plus fréquents ?

Quatre reviennent sur le terrain. Premièrement, la fissuration des backsheets en polyamide observée sur certaines series post-2010, liée a des matériaux qui passent l'essai d'humidité chaude IEC 61215 mais échouent en climat réel, cause récurrente de sous-performance de centrale. Deuxièmement, la défaillance des diodes bypass, souvent sous-testees a la qualification, qui declenche des points chauds et une dégradation progressive de string. Troisièmement, les essais d'isolation IEC 61730 qui échouent sur les modules bifaciaux a cause de boîtiers de jonction double face non conçus pour les decharges partielles arriere. Quatrièmement, les dommages de transit et de stockage entre l'essai flash en usine et la mise en service sur site, qui invalident la puissance publiée sans protocole de réception contractuel.

Modules PV : IEC 61730 sécurité, IEC 61215 perf

Auteur Hugues Orgitello Mis à jour le 3 juillet 2026 ~14 min de lecture

Guide, Modules PV solaires

La conformité des modules photovoltaïques repose sur deux piliers complémentaires : IEC 61730 (parties 1 et 2) pour la qualification de sécurité, et IEC 61215 (parties 1, 1-1 a 1-4 et 2) pour la qualification de conception et l'agrément de type face aux contraintes climatiques. Autour de ces deux piliers gravite une constellation de normes complémentaires : IEC 62804 pour la PID (Potential Induced Degradation), IEC 61701 pour la corrosion par brouillard salin, IEC 62716 pour la corrosion par ammoniac, IEC 61853 pour l'energy rating et IEC TS 60904-1-2 pour l'essai flash bifacial. Les marches nord-americains adoptent UL 61730 (qui a remplace UL 1703 en 2019) et CSA C22.2 No 61730. Les onduleurs associes relèvent d'IEC 62109-1 et -2 et des grid codes par pays. Cette page cartographie le cadre, les séquences d'essai, les certifications régionales, le cadre du marquage CE et les modes de défaillance récurrents en exploitation.

Cartographie des normes pour un module PV

La qualification d'un module PV repose sur un ensemble structure de normes, organisées autour de deux axes majeurs : la sécurité (IEC 61730) et la qualification de conception (IEC 61215), avec des extensions environnementales et d'energy rating.

Norme	Objet	Organisme
IEC 61730-1 (2023)	Qualification de sécurité du module PV, exigences de construction	IEC
IEC 61730-2 (2023)	Qualification de sécurité du module PV, exigences d'essai	IEC
IEC 61215-1 (2021)	Qualification de conception et agrément de type, méthodes générales	IEC
IEC 61215-1-1	Silicium cristallin (mono et poly)	IEC
IEC 61215-1-2	Tellurure de cadmium (CdTe) couche mince	IEC
IEC 61215-1-3	Silicium amorphe et microcristallin couche mince	IEC
IEC 61215-1-4	Cuivre indium gallium selenide (CIGS) couche mince	IEC
IEC 61215-2	Procedures d'essai communes a toutes les technologies	IEC
IEC 62804	Essai PID (Potential Induced Degradation)	IEC
IEC 61701	Essai de corrosion par brouillard salin	IEC
IEC 62716	Essai de corrosion par ammoniac	IEC
IEC 61853 (parties 1 a 4)	Essais de performance et energy rating	IEC
IEC TS 60904-1-2	Essai flash des modules bifaciaux	IEC
UL 61730 (2017)	Securite des modules PV aux US (a remplace UL 1703 en 2019)	UL Solutions
IEC 62938	Essais de charge non uniforme de neige	IEC

Un module qui vise un statut bancable est généralement certifie IEC 61730-1, IEC 61730-2, IEC 61215-1, la sous-partie 1-x pertinente, IEC 61215-2 et IEC 62804. Les projets côtiers et agricoles ajoutent respectivement IEC 61701 et IEC 62716, et les centrales a grande échelle exigent de plus en plus IEC 61853 pour l'energy rating utilise dans le modele de production.

IEC 61730, le pilier sécurité

IEC 61730-1 définit les exigences de construction : matériaux, distances de fuite et d'isolement, isolation, connecteurs, boîtier de jonction, entrées de cables, classe de feu. IEC 61730-2 définit les essais correspondants : tenue diélectrique, decharges partielles, tenue aux impulsions, accessibilite, résistance mécanique face aux impacts (chute de bille d'acier), essai de feu classe A, B ou C.

Classes de module selon IEC 61730-1

Classe	Cas d'usage	Severite d'essai
Classe A	Acces public sans restriction, tensions au-dessus du seuil de sécurité	Maximale, campagne IEC 61730-2 complete
Classe B	Acces restreint, installations supervisées	Intermediaire, campagne partielle
Classe 0	Applications limitées, très basse tension	Reduite, pas d'exigence de protection contre les chocs

La majorité des modules pour centrales et résidentiels visent la classe A. La classe B est utilisée pour les sites industriels a accès controle, et la classe 0 est résiduelle, par exemple pour les petits modules de produits grand public hors champ des grandes centrales.

Essais clés d'IEC 61730-2

Essai d'isolation (MST 16), tension AC appliquée de 2 fois Vsys + 1000 V pendant 1 minute, sans claquage.
Essai de courant de fuite humide (MST 17), module immerge dans de l'eau deionisee avec tensioactif, mesure de la résistance d'isolement entre cellules et cadre.
Essai de tenue aux impulsions (MST 14), trois impulsions positives et trois négatives a la tension d'impulsion correspondant a la classe de tension système.
Essai de decharges partielles (MST 15), cle sur les modules bifaciaux et sur les encapsulants sous haute tension système.
Susceptibilite a la coupure (MST 12), résistance mécanique du backsheet face a une coupure accidentelle.
Essai de feu (MST 23), classification A, B ou C selon IEC 61730-2 ou ASTM E108 pour les marches nord-americains.

La numérotation MST (Module Safety Test) suit IEC 61730-2 et fournit une reference stable entre le rapport d'essai et le certificat.

IEC 61215, le pilier qualification de conception

IEC 61215-1 (2021) et ses sous-parties définissent l'agrément de type qui demontre que le module resiste aux contraintes climatiques attendues sur une durée de service typique de 20 a 25 ans. La norme ne certifie pas une durée de vie spécifique mais offre un cadre de comparaison entre technologies et un filtre d'achat.

Sequence principale d'essai IEC 61215-2

Essai	Severite	Critere d'acceptation
Cyclage thermique (MQT 11)	200 cycles, -40 a +85 deg C	Perte de puissance inférieure a 5 pour cent, pas de défaut visuel
Humidite gel (MQT 12)	10 cycles, +85 deg C et 85 pour cent HR alternant avec -40 deg C	Perte de puissance inférieure a 5 pour cent
Humidite chaude (MQT 13)	1000 heures, +85 deg C et 85 pour cent HR	Perte de puissance inférieure a 5 pour cent
Preconditionnement UV (MQT 10)	Irradiance UV équivalente a 15 kWh/m2	Preparation des essais suivants
Charge mécanique (MQT 16)	Pression 2400 Pa pour la neige, 5400 Pa intensifie	Pas de fissure de cellule, pas de décollement
Impact de grele (MQT 17)	Bille de glace 25 mm a 23 m/s	Pas de fracture du verre, dégradation inférieure a 5 pour cent
Points chauds (MQT 09)	Ombrage partiel de cellule, diode bypass défaillante	Pas de bruleure de cellule, pas d'incendie
Exposition extérieure (MQT 08)	60 kWh/m2 a l'extérieur	Stabilisation des performances électriques
Essai diode bypass (MQT 18)	Temperature, courant et cyclage thermique	Pas de défaillance de diode

La numérotation MQT (Module Quality Test) est parallèle a MST d'IEC 61730-2 et suit la même logique de reconnaissance dans le certificat.

Sous-parties par technologie

IEC 61215-1-1 (silicium cristallin) est la sous-partie historique et la plus utilisée. IEC 61215-1-2 (CdTe), IEC 61215-1-3 (a-Si et uc-Si) et IEC 61215-1-4 (CIGS) ajustent les parametres d'essai pour les modules couche mince : light soaking avant mesure (obligatoire pour a-Si en raison de l'effet Staebler-Wronski), stabilisation spécifique, ajustement des conditions d'humidité chaude et d'exposition UV.

Essais spécifiques aux environnements

Les essais IEC 61215 et IEC 61730 standards couvrent un climat continental moyenne latitude generique. Les environnements spécifiques appellent des essais complémentaires.

IEC 62804, dégradation induite par le potentiel (PID)

IEC 62804 evalue la dégradation liée aux courants de fuite qui transitent par l'encapsulant sous tension négative par rapport au cadre, dans des conditions de forte humidité. L'essai maintient le module a -1000 V ou -1500 V (tension système) pendant 96 heures a +85 deg C et 85 pour cent HR, puis mesure la perte de puissance relative. Le seuil d'acceptation conventionnel est inférieur a 5 pour cent.

La PID est réversible sur certaines architectures de module (cleaning par tension positive) et irréversible sur d'autres. Pour les centrales bancables, IEC 62804 est désormais un filtre d'achat : un module qui echoue a l'essai PID est ecarte.

IEC 61701, corrosion par brouillard salin

IEC 61701 s'applique aux projets côtiers, aux atmosphères marines ou aux installations soumises a des dépôts de chlorures (tours de refroidissement, routes salées). La norme définit six niveaux de sévérité :

Niveau	Cycles salins	Environnement type
1	Reduit	Continental
2 a 4	Croissant	Industriel intérieur
5	Significatif	Cotier léger
6	Maximum	Cotier hostile, exposition aux embruns

Apres essai, la conservation des performances électriques, l'absence de corrosion sur le cadre, le boîtier de jonction et les contacts doivent être verifiees.

IEC 62716, corrosion par ammoniac

IEC 62716 cible les environnements serres, élevage intensif et bâtiments agricoles, ou les émissions d'ammoniac (NH3) corrodent le cadre en aluminium, les connecteurs et certains encapsulants. L'essai maintient le module sous atmosphère d'ammoniac contrôlée pendant 1500 heures, puis verifie l'intégrité des pièces métalliques et polymeres. La norme est critique pour les projets agrivoltaiques et serre-PV.

IEC 61853, performance et energy rating

IEC 61853 en quatre parties (1 a 4) définit le cadre d'energy rating : caractérisation de puissance et d'irradiance (partie 1), réponse spectrale (partie 2), calcul du rendement énergétique (partie 3), jeux de données de reference par climat (partie 4). La norme est référencée par les modeles financiers pour les centrales a grande échelle afin de projeter le productible sur 25 ans, et elle est de plus en plus exigée par les EPC et les bailleurs.

Voir aussi

Modules bifaciaux, IEC TS 60904-1-2

Les modules bifaciaux acceptent la lumière sur les deux faces, avec un gain arriere qui dépend de l'albédo de la surface et de la géométrie d'installation. La puissance publiée ne peut plus se limiter a la valeur STC face avant.

IEC TS 60904-1-2 définit la procédure d'essai flash bifacial, avec irradiance arriere contrôlée et double mesure. La norme introduit les notions de facteur de bifacialite (rapport puissance arriere / puissance avant) et de BifiSTC (sortie bifaciale au STC pour une irradiance arriere donnée).

Ajustements spécifiques

Essais de decharges partielles IEC 61730 sur la face arriere, particulièrement exigeants pour les boîtiers de jonction double face,
Essais de charge mécanique IEC 61215 appliques aux deux faces, pas seulement a l'avant,
Essais d'isolation arriere en plus de l'avant, avec une attention particulière aux distances de fuite verre arriere vers cadre.

Le marche du bifacial a connu une croissance rapide entre 2020 et 2025, et la normalisation des essais reste un sujet actif au sein de l'IEC TC 82 (Solar photovoltaic energy systems).

Certifications régionales

Au-dela des normes IEC, les régimes régionaux adaptent le cadre. La réutilisation de la campagne d'essai IEC est généralement possible, avec ajout d'essais delta nationaux.

Region	Norme	Organisme	Marque
UE	IEC 61730, IEC 61215 via marquage CE	TUV, VDE, NB accredite	Marquage CE, certificat IEC
Etats-Unis	UL 61730 (2017, a remplace UL 1703 en 2019)	UL Solutions	UL listing mark
Canada	CSA C22.2 No 61730	CSA	CSA mark
Japon	Schema JET PVm, base sur IEC 61730 et 61215	JET	Logo JET PVm
Chine	Marque CQC PV, obligatoire pour le marche intérieur	CQC	CQC PV
Inde	Enregistrement BIS-MNRE base sur IEC	BIS / MNRE	ALMM listing
Australie	Approbation module Clean Energy Council (CEC), basée sur IEC	CEC	CEC listing

Les certificats IEC delivres par un laboratoire reconnu (TUV Rheinland, TUV SUD, VDE, UL, Intertek, Bureau Veritas) constituent le socle sur lequel se construisent ensuite les schémas régionaux.

UL 61730 contre UL 1703

UL 1703 était la norme américaine de sécurité des modules PV jusqu'en 2019. UL 61730 a repris la structure d'IEC 61730 avec des déviations nord-americaines : exigences de construction alignées sur le National Electrical Code (NEC), essai de feu ASTM E108 en plus de l'IEC, exigences de marquage de tension système et de rapid shutdown selon le NEC 690.12. La transition est aujourd'hui acquise et tout nouveau module mis sur le marche américain est certifie UL 61730.

Cadre du marquage CE pour les modules PV

Un module PV fonctionnant au-dessus de 75 V DC releve de la directive basse tension (DBT 2014/35/UE), et il est également soumis a la directive CEM (2014/30/UE) et a RoHS (2011/65/UE).

Aspect	Cadre applicable	Norme de présomption de conformité
Securite électrique	DBT 2014/35/UE	Famille IEC 61730 adoptée en EN 61730
CEM	Directive CEM 2014/30/UE	EN 61000-6-2, EN 61000-6-3 pour l'environnement résidentiel ou industriel
Substances dangereuses	RoHS 2011/65/UE	EN 50581 (documentation technique)
DEEE	DEEE 2012/19/UE	Enregistrement au schéma national

La DBT s'applique au module au-dessus de 75 V DC, cas typique des systèmes raccordes au réseau. La CEM est généralement légère au niveau du module (produit passif), mais l'onduleur, le boîtier de jonction et les sous-systèmes de telecommande de tracker sont soumis a la CEM. Pour le cadre réglementaire UE plus large, voir déclaration UE de conformité et contenu de la directive basse tension.

Onduleurs PV, un cadre separe

Le module PV n'est qu'une moitie de l'équation de conformité. L'onduleur et le balance-of-system relèvent d'un ensemble normatif distinct.

Securite onduleur, IEC 62109

IEC 62109-1 (2010) définit la sécurité générale des convertisseurs de puissance utilises dans les systèmes PV. IEC 62109-2 ajoute les exigences spécifiques aux onduleurs raccordes au réseau : anti-ilotage, isolation, surveillance du courant résiduel, comportement en cas de défaut. En UE, les normes sont adoptées en EN 62109 et servent de présomption de conformité pour la DBT.

Grid codes par pays

La conformité au raccordement réseau dépend du pays, pas d'une norme internationale unique.

Region	Norme réseau de reference	Anti-ilotage
Etats-Unis	IEEE 1547 (2018)	Requis, Vector Shift ou Rate of Change of Frequency
UE	EN 50549 (parties 1 et 2)	Requis, harmonise avec le Network Code Requirements for Generators
Allemagne	VDE-AR-N 4105 pour la basse tension	Exigences nationales spécifiques
Royaume-Uni	G98 / G99	Codes nationaux
Australie	AS/NZS 4777	Exigences nationales strictes

Le constructeur d'onduleur publie des certificats spécifiques par pays et par classe de tension réseau (basse tension, moyenne tension). Le concepteur du système PV doit vérifier l'alignement entre l'onduleur prévu et le grid code local avant l'installation finale.

Modes de défaillance attendus en exploitation

Les essais normatifs en laboratoire ne capturent qu'une partie de la dégradation réelle en exploitation. L'expérience de terrain revele des modes de défaillance récurrents, dont certains ont ete sous-testes a la qualification.

Degradation induite par le potentiel (PID)

La PID a ete identifiée industriellement vers 2010 et fait l'objet de la norme IEC 62804 depuis 2015. La première génération de modules déployée dans les centrales n'a pas subi d'essai PID, et certains sites ont enregistre des pertes de puissance de 20 a 30 pour cent apres 2 a 3 ans d'exploitation. La PID est aujourd'hui testée systématiquement, mais des cas résiduels persistent sur les architectures bifaciales dont la procédure IEC 62804 est en evolution.

Snail trails (traces d'escargot)

Les snail trails sont des traces sombres apparaissant en face avant du module apres quelques mois d'exposition extérieure. Elles révèlent des microfissures dans les cellules, mises en évidence par une réaction chimique entre l'encapsulant et l'argent des contacts avant. Elles n'affectent pas directement la puissance de sortie mais sont un indicateur précoce de fissuration cellulaire et de dégradation progressive.

Points chauds et défaillance des diodes bypass

Un point chaud apparaît lorsqu'une cellule est ombragée ou défaillante pendant que le reste du string fait passer son courant. La cellule ombragée passe en polarisation inverse et dissipe la puissance produite par les autres, avec un échauffement local pouvant atteindre 150 a 200 deg C. Les diodes bypass doivent déclencher et court-circuiter les cellules concernees. Une défaillance de diode bypass est une cause racine récurrente : la diode est sous-dimensionnee par rapport au courant réel, ou subit une dégradation thermique accélérée.

Brunissement de l'encapsulant (décoloration EVA)

L'EVA (éthylène vinyl acétate) est l'encapsulant historique des modules PV. Il est sujet a un brunissement photochimique lent, particulièrement visible en climat tropical et en haute altitude. Le brunissement réduit la transmittance lumineuse et provoque une perte de puissance progressive de l'ordre de 0,5 a 1 pour cent par an pour les modules les plus exposes. Les encapsulants alternatifs (POE, polyoléfine) réduisent le brunissement mais soulèvent d'autres questions de fiabilite.

Fissuration des backsheets polyamide

Entre 2010 et 2014, plusieurs fabricants de modules ont utilise un backsheet a base de polyamide (souvent designe PA ou PPE). Ces backsheets passent l'essai d'humidité chaude IEC 61215, mais présentent en climat réel apres 5 a 8 ans une fissuration, avec rupture du backsheet, perte d'isolement et risque de défaillance de sécurité électrique. Le phénomène a conduit a des rappels massifs et a un retour aux backsheets PVF (Tedlar) ou PVDF. La méthode d'essai IEC 61215 a ete ajustée, mais la prudence est de mise sur les modules encore en stock fabriques durant cette periode.

Procedure pas-a-pas pour un nouveau module PV

La séquence typique pour une industrialisation visant la certification internationale.

Figer la nomenclature (bill of materials), en particulier cellules, encapsulant, backsheet, cadre, boîtier de jonction, connecteurs, diodes. Tout changement implique de re-tester.
Identifier la technologie (silicium cristallin, CdTe, a-Si, CIGS) pour sélectionner la bonne sous-partie IEC 61215-1-x.
Choisir la classe IEC 61730 du module (A, B, 0) en fonction du cas d'usage cible.
Definir les environnements cibles (continental, côtier, agricole, alpin) pour planifier les essais complémentaires : IEC 62804, IEC 61701, IEC 62716, IEC 62938.
Definir la tension système (1000 V DC, 1500 V DC) qui conditionne la sévérité des essais IEC 61730 (tenue aux impulsions, isolation).
Selectionner un laboratoire reconnu (TUV, VDE, UL, Intertek), souvent le même laboratoire couvre IEC 61730 et IEC 61215 en une seule campagne.
Planifier la campagne d'essai, compter 6 a 9 mois pour une séquence complete IEC 61730 plus IEC 61215 plus IEC 62804, sur un échantillon typique de 8 modules.
Passer l'audit usine par le laboratoire pour la délivrance du certificat IEC (Initial Factory Inspection dans le schéma IEC).
Obtenir les certifications régionales selon les marches (UL 61730 pour les US, CQC pour la Chine, ALMM pour l'Inde, CEC pour l'Australie) en s'appuyant sur le socle IEC.
Maintenir le certificat, re-essais tous les 5 ans pour les certificats IEC, inspections usine de suivi.

Pour les ordres de grandeur transverses par phase, voir calendrier de certification et coûts de certification.

Pieges fréquents

Piege	Consequence
Fissuration des backsheets polyamide (series 2010 a 2014)	Degradation massive prématurée sur site, rappel
Diode bypass sous-dimensionnee ou thermiquement fragile	Points chauds, dégradation progressive de string
Echec d'essai d'isolation IEC 61730 sur module bifacial	Re-essai sur la face arriere, redesign du boîtier de jonction double face
Modification de nomenclature sans re-essai	Certificat caduc en pratique sur la configuration modifiée
IEC 62804 non execute sur modules destines aux centrales	Degradation PID détectée en production, contentieux de performance
Module vendu sans IEC 61701 utilise dans projet côtier	Corrosion accélérée, exclusion contractuelle EPC
Puissance bifaciale publiée non alignée sur IEC TS 60904-1-2	Rejet en appel d'offres, contentieux d'achat récurrent
Dommages de transit et stockage entre essai flash et mise en service	Puissance publiée non délivrée en exploitation

Pour aller plus loin

IEC 61010 sécurité des appareils de mesure et de laboratoire : norme de sécurité basse tension adjacente a la logique IEC 61730
EN 60598 sécurité des luminaires LED : cadre normatif EN comparable pour des produits électriques connexes
IEC 61000-4-8 immunité au champ magnétique a fréquence réseau : essai CEM pertinent pour les onduleurs PV
Calendrier de certification : ordres de grandeur transverses par phase
Couts de certification : ordre de grandeur par schéma
Glossaire : définitions IEC 61730, IEC 61215, PID, IEC 62804, bifacial, MQT, MST

Sources et references

Sources & références

IEC 61730-1 Photovoltaic (PV) module safety qualification, Part 1, Requirements for construction , IEC webstore.iec.ch/publication/61770
IEC 61730-2 Photovoltaic (PV) module safety qualification, Part 2, Requirements for testing , IEC webstore.iec.ch/publication/61771
IEC 61215-1 Terrestrial photovoltaic (PV) modules, Design qualification and type approval, Part 1, Test requirements , IEC webstore.iec.ch/publication/68594
IEC 62804-1 PID test methods for crystalline silicon PV modules , IEC webstore.iec.ch/publication/26796
IEC 61853 PV module performance testing and energy rating , IEC webstore.iec.ch/publication/22536
UL 61730 Photovoltaic (PV) module safety qualification , UL Solutions www.shopulstandards.com/ProductDetail.aspx?productId=UL61730
IEC 62109-1 Safety of power converters for use in photovoltaic power systems , IEC webstore.iec.ch/publication/6470

Questions fréquentes

Quelle est la différence entre IEC 61730 et IEC 61215 ?: Les deux series couvrent des objectifs complémentaires sur le même module. IEC 61730 (parties 1 et 2) traite la sécurité électrique et mécanique : exigences de construction, isolation, classe de feu, decharges partielles, tenue aux impulsions, résistance mécanique, contre le risque de choc ou d'incendie électrique. IEC 61215 (parties 1, 1-x et 2) traite la qualification de conception et l'agrément de type face aux contraintes climatiques attendues : cyclage thermique, humidité chaude, charge mécanique, UV, points chauds. Un module PV bancable détient généralement les deux certifications, IEC 61730 pour la sécurité et IEC 61215 pour la durabilité et la performance.
Quelle sous-partie d'IEC 61215 s'applique a ma technologie ?: IEC 61215-1 est la méthode d'essai générale partagée entre technologies, et la sous-partie 1-x ajuste les parametres par technologie de cellule. IEC 61215-1-1 couvre les modules silicium cristallin (mono et poly), IEC 61215-1-2 couvre les modules tellurure de cadmium (CdTe) en couche mince, IEC 61215-1-3 couvre les modules silicium amorphe et microcristallin (a-Si et uc-Si) en couche mince, IEC 61215-1-4 couvre les modules cuivre indium gallium selenide (CIGS) en couche mince. IEC 61215-2 detaille les procédures d'essai communes a toutes les technologies. Le choix est dicte par la couche absorbante, pas par le format du module.
Quand l'essai de brouillard salin IEC 61701 est-il requis ?: IEC 61701 est exige des que le module est destine a une installation côtière ou a des environnements présentant une exposition significative aux chlorures (atmosphère marine, proximité des tours de refroidissement a l'eau de mer, zones de salage). L'essai enchaine des cycles salins puis verifie la conservation des performances électriques et l'absence de corrosion du cadre, du boîtier de jonction et des contacts. La norme définit six niveaux de sévérité, le plus courant étant le niveau 6 pour les environnements marins hostiles. Les modules vendus sans IEC 61701 sont généralement exclus contractuellement des projets côtiers.
Que verifie l'essai PID IEC 62804 ?: IEC 62804 evalue la dégradation induite par le potentiel (PID, Potential Induced Degradation), phénomène par lequel des courants de fuite entre cellules et cadre, sous tension négative et forte humidité, dégradent la puissance de sortie. L'essai maintient le module sous une tension système équivalente au maximum admis (1000 ou 1500 V typiquement) a température et humidité élevées, puis mesure la perte de puissance apres 96 heures. Le seuil d'acceptation conventionnel est une perte inférieure a 5 pour cent. La PID est réversible sur certaines technologies et irréversible sur d'autres, ce qui fait d'IEC 62804 un filtre d'achat critique pour les centrales a grande échelle.
Le marquage CE suffit-il pour mettre un module sur le marche UE ?: Le marquage CE est nécessaire mais pas commercialement suffisant. Au-dessus de 75 V DC, un module PV releve de la directive basse tension (DBT 2014/35/UE), et il est également soumis a la directive CEM (2014/30/UE) et a RoHS (2011/65/UE). La conformité DBT s'appuie sur IEC 61730 comme présomption de conformité UE. En pratique, les EPC et les évaluateurs de bancabilite exigent, en plus du CE, les certificats IEC 61730 et IEC 61215 émis par un laboratoire reconnu (TUV, UL, VDE), le rapport PID IEC 62804 et le cas échéant IEC 61701 (brouillard salin) et IEC 62716 (ammoniac). Le CE seul n'ouvre pas le financement de projet.
Comment UL 61730 (US) et CSA C22.2 No 61730 (Canada) se placent face a l'IEC ?: UL 61730 (2017) a remplace UL 1703 aux Etats-Unis comme norme de reference pour la sécurité des modules PV. Elle reprend la structure IEC 61730-1 et -2, avec des déviations nationales nord-americaines (exigences de construction alignées sur le National Electrical Code, essai feu ASTM E108 en plus de l'IEC, exigences de marquage de tension système). CSA C22.2 No 61730 est l'équivalent canadien, coordonne avec UL 61730. Un module déjà certifie IEC 61730 n'est pas automatiquement certifie UL 61730, mais l'essentiel de la campagne d'essai peut être réutilisé avec l'ajout des deltas nord-americains.
Quel cadre pour les modules bifaciaux ?: Les modules bifaciaux acceptent la lumière sur les deux faces et présentent un gain de puissance en face arriere qui dépend de l'albédo de la surface d'installation. IEC TS 60904-1-2 specifie la procédure d'essai flash pour la face arriere, avec une irradiance arriere contrôlée, et les exigences d'IEC TS 60904-1-2 sont désormais systématiquement demandees. IEC 61215 et IEC 61730 s'appliquent aux modules bifaciaux avec des ajustements : essais d'isolation arriere, essais de decharges partielles sur la face arriere, essais de charge mécanique sur les deux faces. La puissance publiée doit distinguer explicitement le STC face avant et le gain bifacial, sous peine de rejet en appel d'offres PV.
Quels sont les pieges les plus fréquents ?: Quatre reviennent sur le terrain. Premièrement, la fissuration des backsheets en polyamide observée sur certaines series post-2010, liée a des matériaux qui passent l'essai d'humidité chaude IEC 61215 mais échouent en climat réel, cause récurrente de sous-performance de centrale. Deuxièmement, la défaillance des diodes bypass, souvent sous-testees a la qualification, qui declenche des points chauds et une dégradation progressive de string. Troisièmement, les essais d'isolation IEC 61730 qui échouent sur les modules bifaciaux a cause de boîtiers de jonction double face non conçus pour les decharges partielles arriere. Quatrièmement, les dommages de transit et de stockage entre l'essai flash en usine et la mise en service sur site, qui invalident la puissance publiée sans protocole de réception contractuel.