Pièce
26S029 - Cas étude travaux.pdf · 4 775 mots · du marché « Installation de centrales photovoltaïques sur toitures, ombrières ou au sol pour les collectivités du Sipperec », dossier de consultation officiel.
Bénéficiaire et Maitre d’ouvrage :
ETUDE DE CAS FICTIVE
CCTP - Cahier Des Clauses Techniques Particulières
PROJET - ECOLE
MARCHE DE TRAVAUX :
Installation d’une centrale photovoltaïque
sur un groupe scolaire
N° de référence attribuée au marché :
MAITRISE D’ŒUVRE
Sommaire ............................................................................................................................................................................
I. Préambule ................................................................................................................................................................... 4
II. Généralités ................................................................................................................................................................... 5
II.1. Présentation du projet-TYPE .........................................................................................................................5
II.2. Caractéristiques techniques du projet type ................................................................................................5
II.3. Organisation du chantier ...............................................................................................................................5
II.3.1. Délais de réalisation .........................................................................................................................................5
II.3.2. Base vie, Balisage, clôture de chantier et protection du matériel .............................................................5
II.4. Assurances .......................................................................................................................................................5
Contrôles et essais .................................................................................................................................................6
II.5. Démarches auprès du gestionnaire du réseau public de distribution ....................................................6
II.6. Documentation à fournir dans le CRT (pour ce projet uniquement) .......................................................6
II.6.1. Généralités ........................................................................................................................................................7
III. Présentation du site ................................................................................................................................................... 7
III.1. Données du site .............................................................................................................................................7
III.2. Générateur photovoltaïque ..........................................................................................................................8
III.3. Implantation du champ ................................................................................................................................9
Système d’intégration ............................................................................................................................................9
III.4. Emplacement de l’onduleur et cheminement des câbles DC en toiture ................................................9
III.5. Descente du câble AC ................................................................................................................................. 10
III.6. Emplacement de la barrette ou câblette de terre du bâtiment ........................................................... 11
III.7. Mode opératoire ......................................................................................................................................... 11
IV. Caractéristiques techniques ....................................................................................................................................11
IV.1. Modules photovoltaïques et système ...................................................................................................... 12
IV.1.1. Norme IEC, certifications............................................................................................................................. 12
IV.1.2. Caractéristiques ........................................................................................................................................... 12
IV.1.3. Évaluation environnementale .................................................................................................................... 12
IV.1.4. Garanties, certifications et assurances ..................................................................................................... 12
IV.1.5. Réception des modules ............................................................................................................................... 12
IV.1.6. Conditions de mise en œuvre .................................................................................................................... 12
IV.2. Câblage DC .................................................................................................................................................. 13
IV.2.1. Mise en série/parallèle, ............................................................................................................................... 13
IV.2.2. Caractéristiques et dimensionnement des câbles DC ............................................................................ 13
IV.3. Onduleur ...................................................................................................................................................... 14
IV.3.1. Normes .......................................................................................................................................................... 14
IV.3.2. Implantation ................................................................................................................................................. 14
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IV.3.3. Caractéristiques, performances ................................................................................................................. 14
IV.3.4. Garanties ....................................................................................................................................................... 14
IV.3.5. Fonction de découplage .............................................................................................................................. 14
IV.3.6. Dimensionnement ....................................................................................................................................... 14
IV.3.7. Détection d’arc (AFCI)................................................................................................................................... 15
IV.4. Câblages AC et Raccordement au point de livraison ............................................................................. 15
IV.4.1. Coffret AC ...................................................................................................................................................... 15
IV.4.2. Câblage AC .................................................................................................................................................... 15
IV.4.3. Raccordement au point de livraison.......................................................................................................... 15
IV.5. Coupure d’urgence des installations signalisation................................................................................. 16
IV.6. Monitoring ................................................................................................................................................... 17
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I. Préambule
Afin de pouvoir juger techniquement la capacité des candidats à soumissionner, le maitre d’ouvrage propose
une étude de cas d’un projet fictif d’une puissance de 41kWc.
Cette étude de cas est composée d’un CCTP fictif pour les travaux à réaliser et d’une DPGF fictive associée.
Il est demandé aux candidats de se positionner sincèrement sur les aspects techniques et financiers attendus.
Les candidats devront présenter un dossier conforme aux attentes technique décrite pour ce projet.
L’offre financière en découlant et reportée dans la DPGF permettra au maitre d’ouvrage de pouvoir juger de la
cohérence technique et financière de la réponse à l’étude de cas proposée par le candidat.
Les prix renseignés dans la DPGF de l’étude de cas sont réputés non contractuels contrairement au BPU à
renseigner par le candidat.
Le prix renseigné sera comparé à la moyenne des offres selon le calcul suivant :
Note du prix du candidat noté sur 10 = (10 x prix moyen des offres déposée) / (Prix moyen des offres déposées
+ prix offre à noter)
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II. Généralités
II.1. Présentation du projet-TYPE
- Le présent C.C.T.P. a pour objet de définir les prestations de travaux à chiffrer par les candidats dans le
cadre de l’accord-cadre relatif à la réalisation de centrales photovoltaïques, ainsi que d’apprécier la
qualité et la pertinence de leurs réponses techniques lors de la consultation.
- La DPGF associée permettra de juger de la cohérence des prix proposés au regard de l’offre technique.
Ces prix ne seront pas rendus contractuels dans l’accord cadre.
La notation qui sera utilisé pour l’analyse de cette DPGF sera la suivante.
La « moyenne des offres » est le prix moyen pour l’ensemble des offres analysées.
Cette méthode vise à comparer les offres par rapport à un prix moyen reflétant, avec plus ou moins de précision
en fonction des clauses du marché, le « prix du marché » au moment du dépôt des offres.
Le calcul sera le suivant :
Note du prix du candidat noté sur 10 = (10 x prix moyen des offres déposée) / (Prix moyen des offres déposées
+ prix offre à noter)
II.2. Caractéristiques techniques du projet type
A la suite de la réalisation d’une étude de faisabilité technique et économique, il est envisagé d’installer une
centrale photovoltaïque de 41 kWc sur la toiture terrasse du bâtiment de l’école.
Sur la toiture terrasse, le système d’intégration sera lesté et posé sur la membrane d’étanchéité existante. Il est
considéré que le complexe d’étanchéité est compatible avec la pose d’un système d’intégration. La structure
quant à elle est en mesure d’accepter une surcharge liée à l’installation photovoltaïque de 100 daN/m²
Les terrasses concernées par l’installation sont déjà sécurisées par des gardes corps droits lestés (90 cm entre
l’acrotère et les lests).
L’électricité produite sera autoconsommée sur le bâtiment et le surplus sera valorisé dans le cadre d’une
opération d’autoconsommation collective, mise en œuvre par le Sipperec.
II.3. Organisation du chantier
II.3.1. Délais de réalisation
Les travaux devront être réalisés dans un délai entre le mois de mai 2027 et le mois de juin 2027 hors mise en
service Enedis
II.3.2. Base vie, Balisage, clôture de chantier et protection du matériel
La Ville mettra à disposition de l’entreprise des locaux vestiaires, sanitaires et réfectoire dans l’école.
II.4. Assurances
Outre son attestation d’assurance Responsabilité Civile, couvrant d’éventuels dommages causés aux tiers,
l’entreprise devra présenter une attestation d’assurance décennale à jour qui couvre spécifiquement le
matériel à installer selon sa certification :
o Agrément Technique Européen (ATE) ou Evaluation Technique Européenne (ETE) bénéficiant d'un
Document Technique d'Application (DTA), ou d'un Avis Technique (ATec), valides
o Appréciation Technique d'Expérimentation (ATEx) avec avis favorable, valide
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o Enquête de Technique Nouvelle (ETN), valide
Et non mis en observation par la C2P.
A défaut, et sous réserve d’un référentiel accepté par le bureau de contrôle pour ce produit, l’entreprise
s’engage à présenter, pour chaque projet, une « attestation d’assurance nominative de chantier »
précisant les références et caractéristiques du chantier et le procédé utilisé.
Dans tous les cas, la garantie décennale devra être apportée au Maître d’ouvrage.
Contrôles et essais
L’entrepreneur procèdera aux essais et mesures de bon fonctionnement de l’installation, notamment :
- Mesure de résistance et de continuité des prises de terre,
- Continuité des circuits de terre,
- Mesure d’isolement des différents circuits,
- Contrôle de fonctionnement des divers organes de protection des circuits et des personnes,
- La tension en circuit ouvert Voc de chaque chaîne.
- Vérification du bon serrage:
o des connectiques au niveau des modules, onduleurs et coffrets de protection
o des systèmes de fixation des modules
- Vérification du bon fonctionnement des équipements de communication
- Vérification de la bonne fixation des câbles DC sous les modules et sur les structures de pose
- Consignation de l’installation jusqu’à la mise en exploitation
L’entrepreneur établira un procès-verbal des résultats ci-dessus sous forme d’un compte-rendu essais. Ce
procès-verbal sera remis au maître d’œuvre avant la réception de l’installation, et sera intégrée au DOE.
L’entrepreneur devra faire toutes les démarches nécessaires pour obtenir une attestation de conformité visée
par l’organisme CONSUEL. Une copie sera à remettre au Maître d’œuvre, et à intégrer au DOE.
Les contrôles et essais, ainsi que la bonne mise en œuvre du système de monitoring, devront permettre de
valider le bon fonctionnement de l’installation avant réception et pendant la période de GPA (Garantie
de parfait achèvement).
Un bureau de contrôle est missionné par le maître d’ouvrage pour les missions suivantes :
- Mission L relative à la solidité des ouvrages et des équipements indissociables.
- Mission S relative à la sécurité des personnes dans les constructions (SH : bâtiments d’habitation ; STI :
secteur tertiaire ou bâtiments industriels ; SEI : Immeubles de Grande Hauteur (IGH) ou Etablissement
Recevant du Public (ERP)).
L’entreprise devra fournir au bureau de contrôle tous les plans, fiches techniques et notes de calcul
nécessaires à l’exécution de ces missions.
Il devra également fournir les justificatifs ou attestations de levée des réserves le concernant et
formulées par le bureau de contrôle sur ses différents rapports.
II.5. Démarches auprès du gestionnaire du réseau public de distribution
Les démarches et le suivi des demandes de raccordement au réseau des installations seront effectuées par le
Maître d’Ouvrage.
II.6. Documentation à fournir dans le CRT (pour ce projet uniquement)
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II.6.1. Généralités
La documentation comportera pour le site :
- Un dossier d'études et d'exécution comprenant seulement ;
o Le schéma unifilaire de l’installation
o Un Plan de calepinage de l’installation et des chaines de modules
o Les éléments constitutifs du coffret AC
o Les références, (marque, modèle, calibre), des matériels pressentis
- Le sommaire du dossier des ouvrages exécutés ;
Le schéma électrique sera réalisé suivant les normes en vigueur.
III. Présentation du site
III.1. Données du site
Adresse du site PROJET-TYPE
Commune PROJET-TYPE
Activité du bâtiment Ecole
ERP / ERT ERP
Nombre de niveaux R+2
Type de toiture Terrasse, étanchéité bitumineuse
Type de charpente Béton
Matériau de couverture Etanchéité bi-couche bitumineuse
Isolation Classe de compressibilité C à 80°C
Inclinaison de la toiture Terrasse
Orientation des modules / Sud Double orientation (Est-Ouest)
Encombrement en toiture Aucun encombrement
Accessibilité toiture Echelle à crinoline
Équipements de sécurité en toiture Garde-corps
Surface des toitures 435 m²
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Vue aérienne +photo de la Toiture
III.2. Générateur photovoltaïque
Les caractéristiques prévisionnelles du générateur photovoltaïque sont les suivantes :
Type d'intégration Surimposition
Surface couverte 177 m²
Puissance crête kWc 41 kWc
Puissance unitaire Wc module PV 455 Wc
Nombre de modules PV 90
Type Module PV mono-Si
Dimensions module PV 1,868m*1,07m
Puissance max onduleurs kVA 40 kVA
Nombre d'onduleur 1
Type d’onduleur Onduleur triphasé multi MPPT
Des circulations de 0,90 m minimum sont prévues autour des champs photovoltaïques.
Des zones d’exclusion de 0,25 m, 0,50 m ou 1 m minimum seront également maintenues en périphérie des
obstacles en toiture, en fonction de leur dimension, conformément aux prescriptions du DTU 43.1.
Le candidat peut proposer des modules de dimensions différentes.
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III.3. Implantation du champ
L’implantation des modules photovoltaïques est représentée sur le schéma ci-dessous :
Implantation photovoltaïque
Système d’intégration
Un système de pose ventilé pour l’implantation des panneaux photovoltaïques en toiture terrasse (de type
structure inclinée à 10° Est/ouest et lestée) respectant les critères généraux d’implantation.
Toutes les dispositions seront prises (sous-couche résiliente) pour éviter tout poinçonnement de la membrane
par les éléments du système photovoltaïque.
Le système d’intégration sera de type K2 Dôme 6 classic ou équivalent.
III.4. Emplacement de l’onduleur et cheminement des câbles DC en toiture
Les équipements techniques (onduleur et coffret AC) seront fixés en
Emplacement Potentiel Onduleur
toiture sur le mur sud-Ouest de la toiture en R+1 sous protection
et coffrets
mécanique ventilée et casquette
Les câbles DC chemineront en extérieur sous chemins de câble
capotés et étiquetés en toiture jusqu’aux coffret DC/onduleur
La longueur du chemin de câble de type cablofil capoté de 100 mm
en bleu à chiffrer par les candidats est de 50 mètres
Cheminement des câbles DC
Il est considéré que les câbles DC reliant les panneaux seront en câble
de 6 mm²
Longueur totale de câble DC 6mm² devra être déterminée par les
candidats
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Modélisation de l’emplacement des matériels à l’extérieur (partie DC)
III.5. Descente du câble AC
Depuis un coffret AC installé à proximité de l’onduleur. Le câble
circulera en toiture sous protection mécanique (10 mètres de cablofil
avec capot inclus dans le linéaire du DPGF – 50 mètres en tout (
AC+DC)). Après pénétration dans le bâtiment, il sera acheminé sous
protection mécanique en faux plafond démontable en dalle 60*60 du
Cheminement des câbles AC-PDL couloir du RDC jusqu’au local TGBT.LA longueur du câble
multiconducteur en cuivre est de 60 ml. La section du câble sera à
dimensionner par les candidats
Il sera considéré que tous les percements nécessaires ont été
préalablement réalisés et que le câble sera posé dans un chemin de
câble existant de type dalle marine.
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L’emplacement des matériels à l’extérieur (partie AC)
III.6. Emplacement de la barrette ou câblette de terre du bâtiment
Localisation de la barrette
Dans le local technique TGBT
générale de terre
III.7. Mode opératoire
L’ensemble des travaux et des opérations de manutention sera effectué à l’aide d’un chariot télescopique
positionné en pied du bâtiment sur une voie circulable banalisée. L’utilisation de ces engins sera effectuée par
du personnel formé et titulaire d’attestations et d’autorisation idoines. Les opérations devront prendre en
considération les caractéristiques et respecteront les contraintes du site. Elles ne devront pas causer de
nuisances à l’exploitation, ni porter atteinte aux installations en place (enrobés, bâtiments, portails, etc…).
IV. Caractéristiques techniques
Pour le site l’entreprise devra :
- La fourniture de l’installation de chantier ( locaux de base vie mis à disposition dans l’école)
- La fourniture et la pose de la structure de supportage des modules photovoltaïques,
- La protection contre la corrosion de tous les ouvrages métalliques mis en œuvre.
- La fourniture et la pose des modules photovoltaïques
- L’interconnexion à la terre équipotentielle de l’ensemble des éléments de l’installation (modules,
système de fixation, coffrets électriques, ...) jusqu’au collecteur général de terre du site dans le TGBT,
- Le raccordement électrique des modules photovoltaïques jusqu’au point de livraison (TGBT du site),
- La fourniture et la pose de l’onduleur,
- La fourniture et la pose du coffret AC,
- La fourniture et la pose de tous les cheminements précédemment décrits en cablofil capotés,
- La fourniture et la pose du câble de raccordement depuis le coffret AC jusqu’au départ protégé à
fournir et poser dans le TGBT du site,
- La fourniture, la pose et la mise en service du système de monitoring
- Tous les raccordements, la mise en service et les garanties,
- L’obtention de l’attestation de conformité visée par CONSUEL, y compris la mission de contrôle
technique préalable
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- La signalisation spécifique aux installations photovoltaïques et aux services de secours,
- Le repérage et l’étiquetage des câbles, boites de jonction, coffrets électriques et onduleurs (résistant
aux UV et aux intempéries).
- Tous les échafaudages ou nacelles nécessaires à l’exécution de ces ouvrages,
- Le tri et l’évacuation des déchets en décharge,
- Le nettoyage des matériels et du chantier, le repli des installations en fin de chantier.
IV.1. Modules photovoltaïques et système
Les modules photovoltaïques pourront être des modules de type TrinaSolar TSM-455NEG9R.28 ou
techniquement équivalents.
IV.1.1. Norme IEC, certifications
Les modules photovoltaïques devront satisfaire aux exigences de la norme IEC 61215 (silicium cristallin). Un
certificat de conformité émanant d’un organisme agréé devra être présenté.
IV.1.2. Caractéristiques
Les caractéristiques nominales suivantes des modules seront données lors de la soumission :
La tolérance sur la puissance des modules devra être positive.
Les modules photovoltaïques devront résister aux conditions climatiques suivantes :
- Température des modules : -40°C à +85°C,
IV.1.3. Évaluation environnementale
L’évaluation carbone simplifiée des modules proposés devra être inférieure ou égale à 550 kgCO2/kWc. La
méthode utilisée pour cette évaluation carbone sera celle proposée en Annexe 6 de l’arrêté tarifaire du 6
octobre 2021 dit « S21 ».
La valeur de l’évaluation carbone simplifiée devra être justifiée par un Certificat Evaluation Carbone
Simplifiée (faisant référence à la méthodologie citée ci-dessus) à fournir dans l’offre du candidat.
IV.1.4. Garanties, certifications et assurances
Les modules photovoltaïques bénéficieront d’une garantie produit de 20 ans minimum.
Ils bénéficieront également d’une garantie de performance minimale de 80% au bout de 25 ans.
L’entreprise devra fournir (ou s’engager à le fournir) dans son offre la certification (ATEC, ATex, ETN) en cours de
validité attestant de la fiabilité et de l’assurabilité du système proposé en cohérence avec la référence du module
proposé, le système de pose et le complexe de toiture associé au projet ainsi que le certificat d’assurance
décennale de l’entreprise.
IV.1.5. Réception des modules
A la livraison, un premier contrôle devra être effectué par le titulaire :
Contrôle visuel de l’aspect général de chaque palette,
Vérification du type et de la puissance des modules photovoltaïques,
Bons de livraison du transporteur
Les modules PV jugés défectueux, seront évacués dans un centre de traitement agréé PV Cycle (SOREN) et
remplacés.
Le stockage des modules photovoltaïques avant l’installation devra respecter la notice de stockage et
d’installation du fabricant de modules.
IV.1.6. Conditions de mise en œuvre
Les structures d'assemblage et de support des modules, seront étudiées pour résister aux conditions
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climatiques extrêmes locales définies selon les règles "Neige et Vents" et Eurocodes.
Toutes les pièces constitutives des supports de modules devront être réalisées dans un (des) matériau(x)
résistant(s) à la corrosion du type aluminium ou acier inoxydable ou polymères. On veillera à supprimer tout
risque de corrosion par couple électrolytique. Toute la visserie utilisée sera également inoxydable.
L’ensemble des structures métalliques de support des modules les châssis des modules, ainsi que les chemins
de câbles métalliques et l’ensemble des enveloppes métalliques de l’installation seront reliés à une liaison
équipotentielle, elle-même reliée à la barrette générale de terre de l’installation.
L’entreprise devra la continuité de la liaison équipotentielle jusqu’à la barrette de terre du TGBT de
l’installation et l’interconnexion à la barrette générale de terre du bâtiment.
IV.2. Câblage DC
IV.2.1. Mise en série/parallèle,
Au niveau du champ photovoltaïque, la surface de boucles de conducteur sera à minimiser. De même les
conducteurs actifs et le conducteur de masse seront joints de façon à limiter les boucles d’induction.
Les câbles des liaisons DC circulant sous les modules devront soit cheminer dans des chemins de câble ou
goulottes, soit être fixés tous les 50cm maximum aux lisses métalliques de la structure d’intégration.
Les câbles DC seront fixés de telle manière à :
Prévenir la fatigue due aux intempéries (vent, neige),
Limiter la détérioration des câbles liée à des contraintes excessives (tension de charge, rayon de
courbure),
Réduire l’impact des UV (installation de systèmes de goulottes et/ou conduits capotés),
Eviter les surtensions induites due à la foudre (la surface des boucles conductrices doit être la plus
réduite possible),
Empêcher le ruissellement le long de ceux-ci,
Empêcher l’immersion liée à la stagnation des eaux de ruissellement sur la structure ou les modules,
Supprimer les risques de défaut et l’apparition d’arcs dû à la polarité et au serrage des connexions.
Le câblage des chaînes de modules de l’installation sera effectué de manière à réduire les pertes par
ombrages et devra être validé par la Maitrise d’œuvre avant mise en œuvre.
Entre les champs de modules et la zone onduleur, les câbles DC devront nécessairement circuler dans un
chemin de câble capoté et étiqueté. Les chemins de câbles ne devront pas reposer à même la terrasse et être
surélevés.
IV.2.2. Caractéristiques et dimensionnement des câbles DC
Tous les câbles DC auront les caractéristiques suivantes :
- Spécifiques aux installations photovoltaïques
- Conformité à la norme NF EN 50618,
- Câbles mono conducteurs d’isolement équivalent à la classe II,
- Câbles au minimum du type C2 (non propagateurs de la flamme),
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- Température admissible sur l’âme d’au moins 90°C en régime permanent,
- Pour les câbles soumis aux conditions extérieures : câbles résistants aux UV, résistants aux intempéries
et à la corrosion (conditions externes AN3).
Les câbles seront dimensionnés de manière à respecter le guide UTE C 15-712-1. La chute de tension se limitera
à 1 % côté DC entre la chaîne de modules la plus éloignée et l’onduleur. Le courant admissible dans le câble sera
validé par une note de calcul en fonction des modes de pose et des cheminements réalisés.
Les connexions seront assurées par des connecteurs débrochables de classe II avec détrompeur et polarité
clairement identifiée. Les connecteurs seront de même type et de même marque lors de chaque connexion
mâle/femelle tout le long de la chaîne à courant continu.
L’ensemble des câbles seront équipés d’un repérage durable « tenant-aboutissant »
IV.3. Onduleur
L’onduleur photovoltaïque pourra être de type HUAWEI SUN2000 40KTL M3 ou techniquement équivalent.
IV.3.1. Normes
Se reporter à l’annexe 1 « spécifications générales ».
IV.3.2. Implantation
L‘onduleur sera implanté en extérieur à l’abri des précipitations et du rayonnement direct (casquette) avec si
nécessaire une protection mécanique naturellement aérée (grille ou bardage ajouré), permettant une
ventilation suffisante conformément aux prescriptions du fabricant.
IV.3.3. Caractéristiques, performances
Les onduleurs seront de marque Huawei, ou techniquement équivalent.
Le rendement maximal de l’onduleur devra être supérieur à 98%, son rendement européen devra être supérieur
à 97%.
IV.3.4. Garanties
L’onduleur devra être garanti 5 ans au minimum.
Le candidat prévoira dans son offre une extension de garantie à 20 ans.
IV.3.5. Fonction de découplage
Les installations seront obligatoirement équipées d’un système de découplage qui a pour objet de permettre
de déconnecter instantanément le générateur photovoltaïque en cas de défaut ou de coupure d’alimentation
électrique sur le réseau.
Cette protection de découplage sera intégrée à l’onduleur.
IV.3.6. Dimensionnement
L’entrepreneur veillera à la bonne adéquation de la puissance du champ photovoltaïque et de la puissance de
l’onduleur. Le rapport entre la puissance de l’onduleur et la puissance nominale du champ photovoltaïque (soit
un ratio P(AC) / P(DC) ) devra être compris entre 0,85 et 1,1 sauf exception validé par le Maitre d’œuvre.
L’onduleur devra être capable d’accepter la tension et le courant maximal du champ photovoltaïque. Les
tensions et courants admissibles dans des conditions de température et d’éclairement extrêmes seront vérifiés.
Les différentes chaînes de modules seront branchées sur des entrées indépendantes de l’onduleur afin
d’optimiser le fonctionnement de la centrale.
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IV.3.7. Détection d’arc (AFCI)
Les onduleurs devront être équipés d’un disjoncteur de défaut d’arc (AFCI), pour la détection et l’interruption
d’arc électrique des panneaux photovoltaïques et des câbles DC de l’installation photovoltaïque, qui sont
raccordés aux entrées DC de l’onduleur.
IV.4. Câblages AC et Raccordement au point de livraison
IV.4.1. Coffret AC
Le coffret AC sera d’un indice de protection minimum IP 65. Il sera implanté en extérieur et son enveloppe devra
être non-propagatrice des flammes et disposer d’une porte pleine avec ouverture à l’aide d’une clé standard
(type triangle).
Il sera équipé d’un disjoncteur avec protection différentielle 300mA en sortie de l’onduleur ou supérieur suivant
la valeur de la prise de terre et les possibilités de réglages des DDR de l’installation existante. Si nécessaire, un
dispositif de coupure et de sectionnement général en sortie de tableau sur le départ vers le réseau. Les
appareillages devront être dimensionnés pour un courant d’emploi correspondant au courant maximal de sortie
des onduleurs.
La nécessité d’installer un parafoudre AC et le dimensionnement du parafoudre sera réalisé conformément à la
norme NF C 15 100. Le parafoudre installé sera conforme à la norme NF EN 61643-11. Le parafoudre sera
protégé par un disjoncteur ou fusible spécifique en amont.
Les appareillages du coffret AC porteront un marquage NF et des étiquettes de repérage et de signalisation
conformes au guide UTE C 15-712-1.
Le coffret devra être IP2X, même après ouverture de la porte (pas de pièces nues accessibles).
En complément, le coffret AC installé en toiture devra comprendre :
- L’intégration du datalogger ainsi que son alimentation
- Deux prises de courant
Les systèmes de coupure conditionnant l’ouverture du coffret ou de voyants en façade de l’enveloppe seront
proscrits.
IV.4.2. Câblage AC
Les câbles seront dimensionnés pour que l'intensité les traversant n'excède jamais 80 % de l'intensité
admissible, pour 70°C de température ambiante et dans les conditions de pose déterminées par les normes en
vigueur.
Pour les disjoncteurs dont le réglage du courant thermique est possible, les câbles seront dimensionnés pour
la valeur maximale du déclencheur magnétothermique du disjoncteur.
Les câbles seront dimensionnés de sorte à respecter une chute de tension de 1,5 % maximum dans les
conditions STC entre l’onduleur et le TGBT (en autoconsommation). L’entreprise fournira la note de calcul
justifiant la section de câble employée.
Les câbles en cuivre mis en œuvre seront adaptés à une utilisation en extérieur et devront être type FR-N1 X6G3
(catégorie Cca-S2,d2,a2 non-propagateurs de la flamme).
L’ensemble des câbles seront équipés d’un repérage durable « tenant-aboutissant ».
Les câbles seront d’un seul tenant et donc sans rallonges. La MOA et la MOE pourront demander à
l’entreprise de reprendre son câblage si celui-ci n’est pas continu.
IV.4.3. Raccordement au point de livraison
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L‘entreprise titulaire devra effectuer l’ensemble des travaux nécessaires au fonctionnement, au raccordement
et à la mise en service de l’installation photovoltaïque sur le TGBT du site, y compris fourniture et pose du
disjoncteur de tête de l’installation dans le TGBT du site et du raccordement entre le coffret AC et le TGBT du
site.
De même, le départ protégé du circuit d’arrêt d’urgence spécifique à l’installation photovoltaïque sera prévu
dans le TGBT.
Il sera considéré que le TGBT du site dispose de l’espace suffisant pour intégrer les équipements
photovoltaïques prévus.
IV.5. Coupure d’urgence des installations signalisation
Un boitier d’ARU de type bris de glace avec bouton a réarmement à clef sera disposé à l’entrée du TGBT.
Il sera équipé de deux voyants de présence et absence de tension.
Le câble en CR1C1 équipant cet ARU disposera de suffisamment de conducteurs pour câbler l’intégralité des
voyants de l’ARU.
L’arrêt d’urgence sera commandé par des bobines à émission de courant (MX).
- La coupure d’urgence du circuit AC sera réalisée au plus proche du point de livraison, soit au niveau du
TGBT.
L’ensemble des coffrets et onduleurs seront installés à l’extérieur du bâtiment.
- Le cheminement des câbles DC s’effectue en extérieur (avec protection mécanique) et ne pénètrent pas
à l’intérieur des bâtiments,
- Le positionnement de l’onduleur est également à l’extérieur,
Conformément à l’instruction technique de la Commission Centrale de Sécurité, ces dispositions sont
considérées comme une solution équivalente à la coupure d’urgence des circuits DC.
La mise à jour des plans d’intervention sera à la charge de la Ville.
Les principaux composants constituant l’installation photovoltaïque devront être identifiés par des étiquetages
réglementaires et durables, et repérés de manière durable en correspondance avec les plans et schémas de
l’installation :
- Coffrets AC,
- Câbles DC et AC (tenant et aboutissant, avec repérage des polarités pour les câbles DC) ;
- Cheminements DC et AC
- Onduleur,
- Dispositifs de protection et sectionnement,
- En aval d’onduleur, sur le coffret AC une étiquette portant la mention « coupure sortie onduleur » en
lettres rouges sur fond jaune,
- Disjoncteur de branchement,
Dispositifs de coupure pour intervention des services de secours. Une étiquette portant la mention «
Sectionnement général – Installation photovoltaïque » doit être apposée à proximité de l'Interrupteur-
Sectionneur général AC placé en tête de l'installation photovoltaïque.
L’entreprise prévoira l’étiquetage règlementaire prévu dans l’UTE C15-712-1 et l’avis de la CCS du 7 février 2013.
Une signalétique sera apposée à l’accès des services de secours indiquant la présence d’une installation
photovoltaïque.
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IV.6. Monitoring
L’entreprise aura à sa charge la fourniture, la pose, le câblage et le paramétrage d’un système de monitoring
assurant la récupération, la communication, le stockage et la visualisation des données de fonctionnement de
l’installation ainsi que leur analyse.
Le système de monitoring sous-entend les matériels d’acquisition et de communication des données de
l’installation, dataLogger, ou matériel assimilé, installé sur le site de la centrale de type webdynsun ou
techniquement équivalent.
Le système de monitoring devra pouvoir transmettre les données sur le serveur FTP du portail web EPICES-
Energie utilisé par le SIPPEREC pour son exploitation et permettant l’affichage de l’ensemble des installations en
simultané. Il doit permettre de se connecter à internet nativement par carte SIM et Ethernet et/ou Wifi.
La carte de communication 4G et son abonnement seront fournis par le MOA.
Les systèmes nécessitant une API particulière pour l’intégration sur la plateforme Epice Energie ne
seront pas considérées comme techniquement équivalente.
Le transfert de données devra se faire à une fréquence de plusieurs fois par jour. Le système devra pouvoir
s’adapter à la marque de l’onduleur.
D’une manière générale, toutes les démarches de câblage, de configuration, de connexion et de mise en
service du monitoring sont à la charge de l’entreprise.
De plus, le candidat devra prévoir dans son offre la fourniture, pose et configuration d’une solution d’affichage
de la production photovoltaïque en local :
L’écran d’affichage et le support écran pourront être issus des filières de réemploi.
- L’entreprise devra prévoir :
o Un écran de TV 32’’ avec mode éco pour mise en veille sans entrée d’information.
o Un support écran avec bras déporté
- SIPPEREC fournira et posera :
o Micro-ordinateur avec programme intégré autonome permettant de faire défiler un kiosque à
l’écran, yc paramétrage du kiosque
o 2 PC à l’endroit souhaité, avec départ protégé et 1 Prise RJ 45 brassée au coffret par le service
de la Ville
- Mise en œuvre commune pour s’assurer du bon fonctionnement de l’écran d’affichage.
Faire précéder la signature de la mention manuscrite « LU ET ACCEPTE »
Fait à ____________________________________________, Le _________________________________________
CACHET ET SIGNATURE DE L’ENTREPRISE
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Texte extrait tel quel de la pièce officielle, qui seule fait foi. La mise en page du document d'origine peut différer.