CCTP
CCTP_26118.pdf · 19 022 mots · du marché « Installation de panneaux photovoltaïques et réfection de l'étanchéité de toiture sur les bâtiments de la Collectivité… », dossier de consultation officiel.
Réalisations d’ installations photovoltaïques et travaux d’ étanchéité
toiture dans les bâtiments de la Collectivité Européenne d’ Alsace
Collectivité Européenne d’Alsace
____
Réalisations d’installations photovoltaïques et travaux
d’étanchéité toiture sur les bâtiments de la CEA
MARCHE DE TRAVAUX
Cahier des Clauses Techniques Particulières (CCTP)
Version Date Établi par Statut
Ind.A 03/08/2026 AM
MAÎTRE D'OUVRAGE :
Hôtel d’Alsace
Place du Quartier Blanc
67964 STRASBOURG JUIN 2026
Contacts : Mme Estelle LEROY
Tél: 03 69 20 75 24 / 06 99 96 49 82
Email: estelle.leroy@alsace.eu
MAITRE D’ŒUVRE :
TECSOL
4 Quai Koch
67000 STRASBOURG
Contact : M. Adrien MOUGENOT
Tél : 07.57.08.80.47
Email : adrien.mougenot@tecsol.fr
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INSTALLATION PHOTOVOLTAÏQUE : GENERALITES
DOCUMENTATION ET PLANS JOINTS
AUTRES
DCE PV 01 Préconisations Générales CCS
D.P.G.F Photovoltaïques
TERMES UTILISES ET DEFINITION
AGCP Appareil Général de Coupure et de Protection
ASCV Appareil de Sectionnement à Coupure Visible
BT Basse Tension
CA ou AC Courant Alternatif
CC ou DC Courant Continu
CCP Coupe Circuit Principal
PDL Point de Livraison
PV Photovoltaïque
TDGS Tableau Divisionnaire Général Solaire
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SOMMAIRE CCTP Généralités
SOMMAIRE CCTP Généralités ............................................................................................ 3
1.1. Contexte des projets et sites concernés par la présente consultation : ...................................... 5
2. PRESCRIPTIONS GENERALES DES PRESTATIONS PHOTOVOLTAÏQUES................ 6
2.1. Objet du Descriptif .............................................................................................................................. 6
2.2. Présentation succincte des générateurs photovoltaïques ............................................................. 7
2.2.1. Raccordement Courant Continu et Equipements Techniques. ................................................. 7
2.2.2. Raccordement Courant Alternatif. .......................................................................................... 8
2.2.3. Injection de la production photovoltaïque. ............................................................................. 8
2.3. Nature des travaux .............................................................................................................................. 9
3. OBLIGATION DES ENTREPRISES PHOTOVOLTAÏQUES .......................................... 11
3.1. Avertissements aux entreprises ...................................................................................................... 11
3.2. Responsable de l’exécution ............................................................................................................. 11
3.3. Prestations globales ......................................................................................................................... 11
3.4. Modification des prestations en cours d’exécution ...................................................................... 12
3.5. Réservations – Percements - Scellements..................................................................................... 12
3.6. Branchements ................................................................................................................................... 12
3.7. Protection des ouvrages ................................................................................................................... 12
3.8. Sécurité sur Chantier ........................................................................................................................ 12
3.9. Nettoyage de chantier ...................................................................................................................... 13
3.10. Plans et Notices ............................................................................................................................ 13
3.11. Essais, Garanties et Réception des installations ...................................................................... 14
3.11.1. Autocontrôle ......................................................................................................................... 14
3.11.2. Garanties de bonne construction .......................................................................................... 14
3.11.3. Modalités des essais ............................................................................................................. 14
3.11.4. Frais afférents aux opérations de contrôle ............................................................................ 14
3.11.5. Attestation CONSUEL ............................................................................................................ 14
3.11.6. Attestations pour le GRD....................................................................................................... 14
3.11.7. Réception .............................................................................................................................. 14
4. SPECIFICATIONS GENERALES DE L’INSTALLATION PHOTOVOLTAÏQUE .............. 16
4.1. Domaine d’application ...................................................................................................................... 16
4.2. Matériels et Matériaux ..................................................................................................................... 16
4.3. Plan d’installation de chantier ......................................................................................................... 16
4.4. Textes réglementaires – Normes - Textes de références ............................................................. 16
5. SPECIFICATIONS TECHNIQUES DES TRAVAUX PHOTOVOLTAÏQUES ................... 22
5.1. Préparation du chantier .................................................................................................................... 22
5.2. Documentations techniques à fournir ............................................................................................ 22
5.2.1. Avant Travaux ....................................................................................................................... 22
5.2.2. Avant Réception .................................................................................................................... 23
5.3. Dispositifs de sécurité et d’accès en toiture ................................................................................. 24
5.3.1. Protections collectives et individuelles provisoires ............................................................... 24
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5.3.2. Accès en toiture .................................................................................................................... 25
5.3.3. Protections individuelles permanentes ................................................................................. 25
5.4. Couverture .......................................................................................................................................... 25
5.5. Système d’intégration des modules ................................................................................................ 27
5.6. Supports de fixation des modules ................................................................................................... 28
5.7. Modules Photovoltaïques ................................................................................................................. 28
5.8. Optimiseurs de puissance ................................................................................................................ 29
5.9. Protections, câblages et raccordements de l’installation ........................................................... 29
5.10. Branches de modules ................................................................................................................... 30
5.11. Câbles de Branches et de Groupes DC ....................................................................................... 31
5.12. Mise à la terre et liaison équipotentielle ................................................................................... 32
5.13. Coffrets de sectionnement et raccordement ............................................................................. 32
5.13.1. Coffret DC en toiture ............................................................................................................. 32
5.13.2. Raccordement branche de modules et Coffrets DC ............................................................... 33
5.13.3. Coffret DC dans le local onduleur .......................................................................................... 34
5.13.4. Raccordement Coffrets DC en toiture et coffrets DC dans le local onduleur (le cas échéant) . 34
5.13.5. Raccordement Coffrets DC et Onduleurs ............................................................................... 35
5.14. Armoire électrique / onduleurs ................................................................................................... 36
5.15. Onduleurs ....................................................................................................................................... 36
5.15.1. Onduleurs avec optimiseur de puissance .............................................................................. 37
5.15.2. Onduleurs de chaine ............................................................................................................. 38
5.15.3. Micro-onduleurs ................................................................................................................... 38
5.16. Tableau Divisionnaire Général Solaire et Raccordements ....................................................... 38
5.16.1. TDGS ..................................................................................................................................... 38
5.16.2. Raccordements ..................................................................................................................... 39
5.17. Raccordement au TGBT ................................................................................................................ 39
5.17.1. Travaux de Raccordement à prévoir avec le Gestionnaire de Réseau de Distribution ........... 40
5.18. Signalisation et sécurité .............................................................................................................. 40
5.19. Matériel supervision ..................................................................................................................... 40
5.20. Arrêt d’urgence.............................................................................................................................. 41
5.21. Réception ....................................................................................................................................... 41
5.22. Garanties ........................................................................................................................................ 41
5.22.1. Matériel ................................................................................................................................ 41
5.23. Maintenance des équipements de l’installation ....................................................................... 42
5.23.1. Maintenance Préventive ....................................................................................................... 42
5.23.2. Maintenance Curative : ......................................................................................................... 43
5.23.3. Rémunération des prestations de maintenance. ................................................................... 43
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1.1. Contexte des projets et sites concernés par la présente consultation :
Un plan de rénovation de toitures et de déploiement d’installations photovoltaïques de 17 millions d’euros a été
voté dans le Bas-Rhin en 2019 dans le cadre de la stratégie départementale en faveur de la transition énergétique
et écologique, et prolongé en 2023 avec la stratégie énergétique et écologique de la Collectivité européenne
d’Alsace (CeA).
Ce plan contribue aux 2 objectifs suivants sur le patrimoine bâti :
- Baisser les consommations d’énergie du parc immobilier de 40% entre 2010 et 2030
- Et couvrir 50% des consommations d’énergie de ce parc par des énergies renouvelables en 2030
et répond aux enjeux suivants :
- Faire de la CeA un acteur de la transition énergétique, en contribuant au développement de la filière
locale photovoltaïque
- Assurer une rentabilité économique aux projets, avec un focus particulier sur la réduction des dépenses
de fonctionnement de la collectivité.
Ce plan a permis depuis 2020 de rénover les toitures (isolation et reprise de l’étanchéité) et déployer des
installations photovoltaïques sur 50 sites du patrimoine immobilier de la CeA jusqu’à début 2026, pour un total
de près de 5 MWc.
De nouveaux sites sont prévus d’être rénovés et équipés jusqu’en 2030, le nombre de sites à réaliser sera défini
chaque année selon les faisabilités et les budgets affectés.
Les démarches liées à l’urbanismes seront réalisées par le maitre d’ouvrage avec l’assistance de son Maitre
d’Œuvre.
Des études de structure à la charge de la CEA seront menées en amont pour valider la surcharge admissible par
les toitures.
Les travaux photovoltaïques iront de pair, dans certains cas, avec des travaux de rénovations de couverture
(étanchéité et isolation) et/ou des travaux de sécurisations de toiture (pose de garde-corps).
Le présent CCTP est complété d’un BPU et d’un DQE.
Les quantités définitives seront affermies site par site après validation avec la maîtrise d’œuvre. La visite des sites
se fera à cette occasion.
Le marché est composé d’un seul lot : Lot Haut-Rhin (68)
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2. PRESCRIPTIONS GENERALES DES PRESTATIONS PHOTOVOLTAÏQUES
2.1. Objet du Descriptif
Aucune visite n’est obligatoire au stade de réponse du marché. Les visites se feront site par site avant le
démarrage des travaux de chaque site.
Les installations photovoltaïques seront installées en toiture des bâtiments de chaque site répertorié
Les intégrations suivantes sont à prévoir :
- Systèmes lestés sur toiture terrasse béton ;
- Systèmes thermo soudés sur toiture terrasse béton ou tôle acier nervuré
- Systèmes intégrés à une toiture tuiles (dépose tuiles à prévoir et inclue au marché)
- Systèmes en surimposition d’une toiture tuiles
- Systèmes en surimposition d’un bac métallique.
A noter que des travaux annexes pourront être à réaliser et seront à la charge du titulaire du présent marché :
- Sécurisation des toitures par garde-corps (toiture terrasse) ou lignes de vie (toitures inclinées) ;
- Dépose couverture existante (tuiles, bac métallique, étanchéité PVC ou Bitumineuse, isolant)
- Pose bac métallique
- Pose isolation et/ou revêtement étanchéité bitume ou PVC
Les productions photovoltaïques seront principalement en autoconsommation individuelle avec vente de
surplus via le réseau public de distribution.
A la charge du soumissionnaire la fourniture, la pose, le raccordement et la mise en service d’installations
photovoltaïques, raccordées au TGBT ou Tableau divisionnaire de chaque site, constituées d’un champ
photovoltaïque et du raccordement jusqu’au point d’injection ainsi que les travaux annexes précisés ci-dessus
en cas de nécessité.
Le présent lot aura également à sa charge la mise en place du système de coupure d’urgence pompier.
La solution de système d’intégration proposée devra disposer d’un Avis Technique ou d’une Enquête de
Technique Nouvelle (ETN) (à défaut, un cahier des charges techniques validé par un bureau de contrôle pourra
être admis, à condition qu’il soit accepté par les assurances du maître d’ouvrage).
Les installations devront être raccordées au réseau informatique afin de communiquer avec le système de tété
suivi photovoltaïque mis en place par la CEA (EPICES Energie).
Chaque installation fera l’objet d’un quantitatif particulier après attribution du marché et selon les postes définis
dans le BPU.
Les marques et types de matériel présentés sont donnés à titre indicatif, pour définir un niveau minimum de
qualité. Toute solution remplissant le cahier des charges, et de qualité équivalente, sera étudiée.
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2.2. Présentation succincte des générateurs photovoltaïques
Les présents travaux portent sur la réalisation d’installations photovoltaïques en intégration simplifiée au bâti ou
en intégration au bâti (selon l’arrêté du 04 mars 2011) sur des bâtiments publics (ERP).
Il s'agira principalement d’installations non sécurisées (sans batteries), connectées au réseau de distribution
d’électricité, avec autoconsommation de la production photovoltaïque et vente de surplus au réseau public de
distribution.
Remarque : Il se peut que certains sites soumis à l’avis des ABF nécessitent la pose de modules avec des couleurs
imposées ; cette éventualité n’est pas incluse par défaut dans le présent cahier des charges et sera étudiée au cas
par cas.
Le système de montage devra répondre aux critères d’intégration et sera réalisé en fonction des conditions
climatiques du site et du niveau de résistance nécessaire.
L’entreprise justifiera le niveau de fixation proposée ; elle devra produire une note de calcul permettant de
valider la fixation ou le lestage des modules.
Les modules ainsi posés en couverture de chaque bâtiment auront les fonctions et caractéristiques suivantes :
- Produire de l’électricité à partir du rayonnement solaire ;
- Être installés sur la toiture ;
Le système de montage proposé devra bénéficier d’un Avis Technique délivré par le CSTB ou d’une Enquête de
Technique Nouvelle (à défaut, un cahier des charges techniques validé par un bureau de contrôle pourra être
admis, à condition qu’il soit accepté par les assurances du maître d’ouvrage).
Un cheminement d’à minima 0.90 m de largeur sera observé sur le pourtour des champs photovoltaïques : ce
cheminement sera laissé libre de tout organe photovoltaïque, exception faite des câbles, et ne comportera
aucune installation factice (Préconisations SDIS).
2.2.1. Raccordement Courant Continu et Equipements Techniques.
Pour des raisons de sécurité, d'assurance et de maintenance, tous les éléments des installations devront
cheminer et se situer à l'extérieur du bâtiment à l'exception du courant faible ou courant AC quand cela est
nécessaire.
Les modules seront connectés en série entre eux grâce aux connecteurs pré-câblés en sous face pour former les
branches souhaitées. Les câbles PV circuleront sous les modules photovoltaïques, et seront fixés mécaniquement
par des colliers de serrage aux structures du système d’intégration, le plus en hauteur possible afin d’éviter tout
contact avec de l’eau résiduelle en toiture.
Les câbles DC chemineront dans la mesure du possible en extérieur, sur la toiture (via un chemin de câble capoté)
jusqu’à rejoindre l’armoire onduleur.
Si pour des raisons esthétiques ou techniques (protection des câbles, fixation des
chemins de câbles,…), ceux-ci devaient cheminer en intérieur, :
- dans les combles, ils-devront alors être isolés de l’établissement par une
protection coupe feu d’à minima 30 minutes et de degré coupe feu au
moins égal au degré de stabilité du bâtiment (Préconisations SDIS) ;
- dans un local accessible au public ils-devront alors être isolés de
l’établissement par une protection coupe feu d’à minima 1h et de degré
coupe feu au moins égal au degré de stabilité du bâtiment
(Préconisations SDIS).
Les cheminements en intérieur se feront ainsi dans une gaine ou fourreau coupe-
feu, identifié et protégé.
Dans la mesure du possible, des dispositifs de coupure DC seront installés au plus près des modules, idéalement
en extérieur ou au niveau de la pénétration des câbles DC en intérieur (dans les combles pour les toitures tuiles),
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afin de limiter les pertes en lignes et assurer un sectionnement au plus près des modules. Ces dispositifs devront
être actionnables à distance, avec une commande directement accessible depuis l’extérieur par les services de
secours et un report à proximité des autres arrêts d’urgence du site (Préconisations SDIS). Ces équipements
pourront être fixés en extérieur (IP 55 ou 65), sur la charpente du bâtiment.
La possibilité de s’affranchir des coffrets DC en toiture doit être discutée et validée avec le MOE
Une solution esthétique et pérenne pour ces chemins de câbles sera proposée. Les chemins de câbles et câbles
devront présenter un indice de protection suffisant pour une mise en œuvre en extérieur.
Ils devront également présenter une protection suffisante pour éviter toutes mauvaises manipulations des câbles
par une personne extérieure au projet.
Tous percements pour la pénétration/sortie des câbles dans les bâtiments devront être rebouchés de telle
sorte à ce que l’ensemble du bâtiment conserve son degré coupe-feu initial et son aspect visuel d’origine.
Avant tout percement, le titulaire des travaux devra s’assurer auprès de la maîtrise d’ouvrage et de la maîtrise
d’œuvre de la non présence d’amiante.
2.2.2. Raccordement Courant Alternatif.
Un tableau Divisionnaire Général Solaire (TDGS), assurant les protections et coupures côté AC, sera installé dans
l’armoire électrique, à proximité des onduleurs.
Un câble AC de type FR-N1 X1G1 (Euroclasse : Cca-s1,d1,a1) selon la norme (cf. NF C15-100 et NF C 32-323) ; à
adapter au régime de neutre si besoin.triphasé, partira du TDGS jusqu’à rejoindre le TGBT (ou un TD pouvant
recevoir la puissance d’installation photovoltaïque) du site.
Ce cheminement se fera, selon les cas :
- en intérieur, par les faux-plafonds, sur des chemins de câbles spécifiques à identifier,
- et / ou en extérieur, sous les débords de toiture,
- et / ou sous-fourreau en tranchée.
La réalisation de tranchées pour le raccordement des installations photovoltaïques au réseau public de
distribution, y compris remise en état du revêtement à l’identique (enrobée, pelouse, …), sera chiffrée.
Les câbles AC chemineront via un chemin de câble, ou fourreau, spécifique au photovoltaïque.
L’armoire électrique solaire (TDGS) sera équipée d’un arrêt d’urgence, qui pilotera :
- D’une part, le circuit alternatif de la production photovoltaïque (coupure simultanée des onduleurs),
- D’autre part, les interrupteurs sectionneurs présents dans les coffrets DC en toiture.
Un report de cet arrêt d’urgence sera disponible à proximité des autres arrêts d’urgence de chaque bâtiment,
généralement positionnés à l’entrée du site : un câble de liaison cheminera via les faux plafonds, sur un chemin
de câble courant faible.
NB : Tout dispositif de coupure d’urgence doit être à coupure omnipolaire et simultanée. La coupure doit être
assurée par une commande facilement reconnaissable, rapidement accessible et manuelle directe. Elle devra être
identifiée par la mention « coupure réseau photovoltaïque – Attention panneau encore sous tension » en lettres
blanches sur fond rouge.
2.2.3. Injection de la production photovoltaïque.
L’injection de la production énergétique photovoltaïque se fera soit :
- Sur le TGBT du site via un seul raccordement en BT 400V tri ;
- Sur un ou plusieurs Tableau Divisionnaire, si cette solution est avantageuse en termes de câblage et si
la configuration électrique le permet ;
Pour certaines installations, il est possible que le dispositif de coupure réseau (CCPI) soit déplacé en limite de
propriété.
Selon les sites, des travaux d’aménagement seront à prévoir : engravure des coffrets en façade du bâtiment,
découpe du muret et/ou clôtures délimitant le site, …
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Ces travaux seront à la charge des entreprises photovoltaïques. Les travaux de maçonnerie sur les bâtiments
/ Muret de séparation devront faire l’objet d’une étude béton en amont afin de justifier de la solidité de
l’ouvrage.
Les entreprises photovoltaïques devront réaliser la liaison de l’installation photovoltaïque jusqu’au point
d’injection.
La réalisation des tranchées et la mise en place des fourreaux électriques seront inclues dans le présent marché.
2.3. Nature des travaux
A la charge du prestataire photovoltaïque :
- Les études, notes de calcul, plans et nomenclatures nécessaires à l’établissement ou à la mise au point
du projet, suivant les dispositions des règles de l’art et de calculs ;
- La fourniture de l’ensemble des plans d’exécution avant réalisation ;
- Autonomie en eau et en électricité si nécessaire ;
- L’établissement des aires de travail convenablement aménagées ;
- Tous moyens de mise en œuvre et de levage répondant aux normes de sécurité en vigueur (Nacelles,
protection collective de chantier …) ;
- Nettoyage du chantier et évacuation des déchets ;
Le titulaire du ou des marchés de travaux devra la fourniture et la pose :
- Des protections collectives définitives en toiture, type ligne de vie pour les toitures inclinées et garde-
corps pour les toitures terrasse ;
- Dépose et évacuation de la couverture et du lattage existants (si besoin) sur les zones concernées par
les installations photovoltaïques ;
- Des modules photovoltaïques, associés à un système d’intégration simplifiée au bâti ou intégration au
bâti, formant une partie de la couverture ;
- Des éléments entrant dans la composition des ouvrages, y compris tout accessoire de fixation, liteaux,
visserie, joints, profilés, … y compris les pièces spéciales diverses nécessaires au montage et celles
nécessaires pour les raccords avec les ouvrages existants ;
- Du raccordement électrique des modules photovoltaïques par branches jusqu’aux coffrets DC / boites
de jonction, y compris câbles et chemins de câbles ;
- Des chemins de câbles, protégés, pour cheminement des réseaux DC en intérieur (fourreau ou gaine
coupe-feu) ou en extérieur, jusqu’aux coffrets DC / boites de jonction ;
- D’un conducteur d’équipotentialité, relié à la barrette générale terre, et reliant toutes les structures
métalliques des modules et des supports de l’installation, y compris les chemins de câbles métalliques ;
- Des coffrets DC, installés dans l’armoire onduleur ou à proximité immédiate des modules (si possibilité),
de protection suffisante pour la mise en place en extérieur, à minima IP 55, équipés des organes de
sécurité électrique, du câblage et des chemins de câbles protégés entre les coffrets DC et les modules,
y compris le raccordement entre ces éléments ;
- Du raccordement électrique des coffrets DC jusqu’aux onduleurs, dans l’armoire en extérieur, y compris
câbles et chemins de câbles ;
- Une armoire métallique, en toiture ou en pied de bâtiment selon les cas, pour les onduleurs, ventilée
et verrouillée de manière à éviter toute manipulation des équipements électriques par des personnes
étrangères aux installations photovoltaïques. La présence d’une source photovoltaïque devra être
indiquée en façade de cette armoire ;
- Des onduleurs, installés dans cette armoire, de protection suffisante pour la mise en place en extérieur,
à minima IP 65;
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- Le TDGS, installé dans le local onduleur, pour la mise en place de parafoudres côtés AC, au plus près des
onduleurs, du câblage et des chemins de câbles protégés entre les onduleurs et ces coffrets, y compris
le raccordement entre ces éléments ;
- De parafoudre de type 2 avec sectionneur triphasé au plus proche des onduleurs, côté AC, dans les
coffrets prévus à cet effet ;
- D’un système de coupure générale simultanée de l’ensemble des onduleurs et de l’ensemble des
interrupteurs sectionneurs présents dans les coffrets DC en toiture (si possibilité), positionné sur
l’armoire électrique du TDGS, y compris report à proximité du dispositif de mise hors tension du
bâtiment (arrêt d’urgence pompier), au niveau de l’entrée du site, y compris câble de liaison ;
- D’une barrette de TERRE spécifique photovoltaïque à amener dans l’armoire onduleur ;
- La continuité du conducteur général de protection du champ photovoltaïque jusqu’à la barrette
générale de terre ;
- La mise à la terre de l’ensemble des installations BT à partir de la barrette de terre générale ;
- L’interconnexion de toutes les terres ;
- La fourniture, la pose et le raccordement de toutes les liaisons électriques et de télécommunications,
y compris gaines, goulottes, chemins de câbles, câbles, percements et rebouchages, VRD (tranchées),
nécessaires au bon fonctionnement de l’installation ;
- La préparation du point de livraison, y compris maçonnerie autour du coffret si besoin ;
- La pose du coffret de raccordement ;
- La fourniture, la pose et le raccordement de la liaison triphasée entre le TDGS et l’AGCP ;
- La fourniture, la pose et le raccordement de l’AGCP et le raccordement au TGBT du site, la mise en
service et les garanties ;
- Le repérage durable de toutes les liaisons CC, CA, télécom installées ;
- Les affichages réglementaires durables, intérieurs et extérieurs ;
- Les essais et contrôles des installations ;
- La mise en service et garanties ;
- La réalisation et la diffusion des Dossiers d’Ouvrages Exécutés et des Dossiers d’Interventions
Ultérieures sur l’Ouvrage ;
- 1 année de maintenance de l’installation, selon préconisations du maître d’ouvrage.
- Réalisation des tranchées entre les bâtiments et le TGBT du site, selon les éventuelles indications du
Gestionnaire de Réseau de Distribution.
Nota: L'entreprise pourra proposer toute adaptation qu'elle jugera utile. Les adaptations seront soumises à
l'approbation de l'ensemble des maîtrises d'œuvre et d'ouvrage.
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3. OBLIGATION DES ENTREPRISES PHOTOVOLTAÏQUES
3.1. Avertissements aux entreprises
L’entrepreneur s’engage à mettre à la disposition du chantier la main d’œuvre qualifiée et tout l’outillage
nécessaire à la réalisation de ses travaux dans les délais prescrits au planning général.
Pour les travaux qui ne seraient pas de sa spécialité, l'entreprise devra les sous-traiter à une autre entreprise
sous sa seule responsabilité
D’une façon générale, l’entrepreneur ne pourra invoquer une omission non signalée, ni aucune mauvaise
interprétation des documents pour refuser de fournir ou de monter un dispositif assurant le bon fonctionnement
de l’installation. Toute anomalie constatée devra être aussitôt signalée au Maître d’œuvre.
Il appartient à l’entreprise d’établir son étude pour que les prix unitaires et le prix global qu’elle indiquera soient
calculés en tenant compte des dispositifs caractéristiques des matériels, des difficultés d’exécution et des
impératifs du maître d’ouvrage.
Les erreurs ou omissions signalées après remise des offres ne pourront donner lieu à des travaux
supplémentaires. L’entreprise pourra toutefois, en annexe de son offre de base, proposer au Maître d’Ouvrage
des solutions visant à apporter des améliorations techniques et financières. L’entreprise est tenue de remettre
une offre complète pour l’ensemble des travaux visés dans le présent document.
L’entreprise est tenue de s’assurer du parfait achèvement de ses ouvrages sachant que le présent CCTP n’est en
rien limitatif et ne peut déroger d’aucune manière aux règles de l’Art et que l’entreprise est, de part sa
qualification, apte à pallier à tous les défauts d’énonciation. De ce fait, elle ne pourra se dérober devant
l’obligation de conformité et du respect des réglementations en vigueur régissant les travaux de sa spécialité.
Les travaux auront lieux en site occupé. Les entreprises devront donc prendre toutes dispositions
pour assurer le minimum de gêne aux occupants et prévenir tout risque d’accidents tant corporels
que matériels.
Pour cela, elle devra signaler, éclairer, protéger ses installations, nettoyer et évacuer ses déchets
et maintenir les abords du bâtiment en parfait état de propreté.
Sur les bâtiments scolaires, certains travaux ne pourront se faire que pendant les vacances
scolaires, à moins qu’il n’y ait pas d’intervention dans un lieu de circulation d’élèves ou de
personnel.
En toutes circonstances, l’entrepreneur demeure seul responsable de tous dommages ou accidents causés à des
tiers lors ou par la suite de l’exécution des travaux résultant, soit de son propre fait, soit de son personnel.
L’entreprise devra, pendant toute la durée de son intervention, les protections nécessaires à la bonne
conservation du bâtiment et sera responsable de tout sinistre pendant cette période si cette disposition n’est
pas respectée.
L’entrepreneur devra assurer la sécurité du personnel intervenant sur chantier (sous-traitant compris). Les
protections collectives devront être favorisées devant les systèmes de protections individuelles.
3.2. Responsable de l’exécution
L’entreprise désignera, dès la passation du marché, un responsable de l’exécution, qui devra être l’unique
interlocuteur face aux représentants des maîtres d’ouvrage et d’œuvre. Cette personne devra avoir toutes les
compétences requises pour répondre à toutes les questions concernant les installations et ceci pendant la durée
intégrale d’étude et d’exécution des travaux.
3.3. Prestations globales
L’énumération des matériels et fournitures nécessaires à la bonne exécution des travaux n’est pas limitative.
L’entreprise devra répondre aux besoins exprimés pour assurer un bon fonctionnement des installations sans
qu’elle puisse se prévaloir d’une omission dans les présents documents.
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3.4. Modification des prestations en cours d’exécution
Aucun changement au projet retenu ne pourra être apporté en cours d’exécution sans l’autorisation expresse du
maître d’ouvrage. Les frais résultants de changement non autorisés et toutes leurs conséquences, ainsi que tous
travaux supplémentaires exécutés sans écrits, seront la charge de l’entreprise.
3.5. Réservations – Percements - Scellements
L’entrepreneur est tenu d’obtenir du Maître d’Ouvrage toutes les prescriptions, descriptions et renseignements
sur les ouvrages pouvant avoir une relation avec ceux du présent lot.
Il est rappelé que les réservations, percements et scellements effectués dans les parties porteuses existantes,
dans les cloisons ou dans les parties non porteuses de la construction sont à la charge de l’entrepreneur du
présent lot, pour les ouvrages le concernant.
Les percements supérieurs à 100 cm² devront être soumis à l’approbation du Maître d’Ouvrage.
3.6. Branchements
L’entreprise devra, pour ses besoins électriques, faire établir un branchement de chantier ou posséder son
propre générateur ou disposer d’outillage autonome (batterie ou moteur thermique).
Il pourra éventuellement effectuer ses branchements directement sur site si cela a été convenu au préalable
avec le gestionnaire du site.
3.7. Protection des ouvrages
L’entreprise sera responsable de ses ouvrages jusqu’à la réception des travaux. Elle prendra toutes dispositions
nécessaires pour assurer leur protection de manière efficace et durable.
3.8. Sécurité sur Chantier
Dans le cas d’une installation mise en œuvre en couverture, la sécurité est assurée dans le respect des
préconisations du guide RAGE 2012 « Conception, mise en œuvre et maintenance des systèmes photovoltaïques
par modules rigides en toitures inclinées ».
La mise en œuvre d’une installation solaire en hauteur impose de se conformer au décret n° 2004-924 du 1er
septembre 2004 relatif à l’utilisation des équipements de travail mis à disposition pour des travaux temporaires
en hauteur et toutes autres dispositions du Code du travail.
L’entreprise devra prévoir, dans l’établissement de son projet, le matériel nécessaire à la bonne marche des
installations et de leurs équipements, à leur conduite aisée, à leur contrôle et à leur sécurité.
L’entreprise rédigera un protocole d’intervention dans lequel elle indiquera l’ensemble des mesures destinées à
prévenir les risques découlant de l’interférence entre le prestataire et les utilisateurs du site.
Les dispositions de sécurité seront conformes aux préconisations de la fiche pratique de sécurité ED137 « Pose
et maintenance de panneaux solaires thermiques et photovoltaïques» et aux recommandations de la CNAM
«Pose, maintenance et dépose des panneaux solaires thermiques et photovoltaïques en sécurité».
Les équipements de protection collective sont à privilégier systématiquement vis-à-vis des équipements de
protection individuelle.
L’entreprise pourra notamment utiliser les matériels suivants :
□ Protections collectives (exemples : garde-corps, filets, échafaudage);
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□ Protections individuelles (exemples : ligne de vie, harnais de sécurité, longe, casque, chaussures de
sécurité, gants isolants, écran facial);
□ Moyens d’accès temporaires ou permanents (exemples : échelle mobile, échelle à crinoline,
échafaudage);
□ Matériel de manutention (exemples : palan, grue, nacelle, échelle élévatrice);
□ Outils appropriés (exemples : outils isolants, outillage portatif, vérificateur de tension);
□ Barrières de signalisation.
Les intervenants non habilités à effectuer les raccordements électriques ou à travailler à proximité de pièces
nues sous tension ne devront pas être amenés à effectuer des opérations de raccordement ou à pénétrer dans
les zones de travail pouvant présenter un danger.
En cours de chantier, des signalisations mises en place par le personnel électricien indiqueront à tout intervenant
extérieur le danger lié à la zone de travail. Le personnel intervenant devra être prémuni contre tout risque
d’électrocution ou autre risque d’origine accidentelle, notamment grâce à des équipements de protection
individuelle décrits ci-dessus.
3.9. Nettoyage de chantier
L’entreprise devra chaque jour le nettoyage et l’évacuation de ses déchets pour le maintien en parfait état de
propreté des abords du bâtiment.
3.10. Plans et Notices
Avant tout début des travaux, l’entrepreneur devra soumettre à l’agrément du maître d’œuvre tous ses plans
techniques de pose et d’ancrage des modules, de câblage électrique et tous les détails nécessaires pour une mise
en œuvre parfaite.
L’installateur devra également présenter toutes les garanties exigées par le bureau de contrôle concernant la
structure et la solidité des ouvrages.
A l'offre seront joints les documentations ainsi que les caractéristiques des matériels proposés (cf. Liste des
documents à fournir).
Les matériels seront livrés sur le chantier avec leur emballage d'origine et avec toutes étiquettes justifiant de
leur qualité et leur provenance.
Faute par lui de remplir cette obligation dans les délais nécessaires (acceptation, plans, approvisionnements,
fabrications, etc.…), l’entrepreneur ne pourra se prévaloir d’un refus de la part du Maître d’œuvre des matériaux
mis en œuvre et de leurs implantations.
Chaque ouvrage à construire et à mettre en œuvre fera l'objet d'un plan particulier, aucun élément ne pourra
être réalisé s'il n'a pas fait l'objet d'un plan approuvé.
Les plans devront être complets et devront y figurer notamment :
□ Toutes les cotes, toutes les élévations, ainsi que toutes les coupes verticales et horizontales, les
fixations, les joints d'étanchéité, les cotes de réservations et toutes données utiles à la compréhension
des ouvrages,
□ Le plan de calepinage des modules, avec répartition des panneaux par branche, et par onduleur,
□ L’ensemble des plans, schéma et synoptiques nécessaires à la réalisation de l’ensemble de ses
prestations,
□ Toutes notes de calcul demandées par les maîtrises d’ouvrage et d’œuvre.
Avant réception des travaux l’entreprise devra la réalisation et la diffusion :
□ Des Dossiers d’Ouvrages Exécutés
□ Des Dossiers d’Interventions Ultérieures sur l’Ouvrage,
□ De la liste de tout le matériel utilisé avec les références et la provenance des divers matériaux.
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3.11. Essais, Garanties et Réception des installations
Il est rappelé l’obligation des constructeurs de procéder pendant la période d’exécution des travaux aux
vérifications techniques qui leur incombent aux termes de la loi du 4 janvier 1978.
3.11.1. Autocontrôle
L’entreprise est tenue de faire son propre autocontrôle. Dans le dossier avant travaux, l’entreprise devra donner
une liste des tests qu’elle souhaite faire en autocontrôle pour vérifier son travail. Sont obligatoires, et doivent
faire l’objet d’un rapport les autocontrôles suivants :
- Test de tension à vide des modules : remise d’un rapport à la maîtrise d’œuvre, qui le visera,
- Serrage des connectiques et des borniers : l’utilisation d’un tournevis dynamométrique pour les
borniers est obligatoire.
Selon les modules choisis, la maîtrise d’œuvre pourra demander la vérification systématique du serrage des
connectiques sur les boîtiers des modules.
3.11.2. Garanties de bonne construction
L'entreprise devra fournir l'attestation de garantie et la police d'assurance du fabricant des matériels et
matériaux utilisés.
Pour toutes les fournitures, l’entrepreneur titulaire du présent lot devra garantir la bonne qualité des appareils
et leur conformité avec les normes et les règlements en vigueur.
3.11.3. Modalités des essais
Toutes les opérations de contrôle et les essais seront exécutés par l’entreprise titulaire du présent lot et
conformément au D.T.U.
3.11.4. Frais afférents aux opérations de contrôle
Les frais afférents aux opérations de contrôle ou aux essais de performance et de conformité sont à la charge de
l’entrepreneur titulaire du présent lot.
Si les résultats constatés ne sont pas satisfaisants, l’entrepreneur titulaire du présent lot sera tenu de réaliser
toutes les modifications, réparations ou adjonctions nécessaires sans entraver le fonctionnement des
installations.
Après exécution de ces travaux, il sera procédé, par l’entreprise titulaire du présent lot, à de nouveaux essais.
3.11.5. Attestation CONSUEL
Les démarches auprès du CONSUEL pour obtenir l’attestation nécessaire à la mise en service de l’installation
solaire photovoltaïque seront assurés et à la charge du titulaire de chaque lot.
3.11.6. Attestations pour le GRD
L’installateur fournira les attestations nécessaires au GRD pour valider la demande de raccordement.
3.11.7. Réception
L’entrepreneur devra la réception de ses ouvrages nécessaires au parfait fonctionnement du générateur
photovoltaïque. Cette réception sera effectuée conjointement avec le maître d’œuvre et le maître d’ouvrage.
La réception interviendra après réalisation des Opérations Préalables à la Réception, une fois tous les essais
effectués et correction de l’entreprise des éventuels défauts constatés.
L’entrepreneur supportera les conséquences de tout défaut de ses ouvrages (travaux supplémentaires)
identifiés après la réception évoquée.
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La réception ne pourra avoir lieu avant le raccordement en autoconsommation de l’installation.
En outre, le procès-verbal de réception des travaux ne sera établi qu’après la remise du DOE en version
informatique. La liste des documents à fournir dans le DOE est indiquée dans l’article 14.2 du CCAP
Sauf spécification contraire, le délai de garantie est d’une durée définie par les termes de la loi du 4 janvier 1978,
à compter de la date d’effet de la réception.
Pendant cette garantie, l’entrepreneur titulaire du présent lot est tenu du parfait achèvement des installations.
En particulier, il exécute les derniers réglages de l’installation, remédie à tout défaut de fonctionnement constaté
et procède au remplacement d’appareils anormalement usés.
Pour les matériels et partie d’installations qui auraient fait l’objet de modifications ou de remplacements,
pendant cette période, le délai de garantie pourra être prolongé.
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4. SPECIFICATIONS GENERALES DE L’INSTALLATION PHOTOVOLTAÏQUE
4.1. Domaine d’application
La valorisation du surplus sera définie pour chaque site, soit via le tarif d’achat réglementé, soit via une vente à
un agrégateur ou encore via de l’autoconsommation patrimoniale.
4.2. Matériels et Matériaux
Tous les matériaux devront être soumis à l’agrément du Maître d’œuvre et en provenance de fournisseurs
agréés, avec Avis Technique si possible.
Les matériels employés seront neufs, de bonne qualité et agréés aux normes françaises. Ils seront au minimum
équivalents en qualité et aptitude d’emploi qu’aux marques et références énoncées dans le présent document.
La qualité du matériel et des matériaux résultera des normes en vigueur et des spécifications du présent CCTP.
Il appartient à l'entrepreneur de présenter avec sa remise de prix toutes les documentations ou suggestions qu'il
jugera utiles quant aux prescriptions techniques et aux prévisions du CCTP.
Il ne pourra par conséquent pas se prévaloir de ne pas connaître la nature et l'importance des travaux à exécuter
pour une parfaite finition et ne pourra donc réclamer de supplément à son offre.
Les matériaux et procédés non traditionnels devront être titulaires d'un avis technique du C.S.T.B. en cours de
validité.
Priorité sera donnée à des composants et procédé d’origine régionale, sinon de fabrication française ou à
minima d’origine européenne.
4.3. Plan d’installation de chantier
Avant le début des travaux, le titulaire du présent lot devra remettre au Maître d’ouvrage et au Maître d’œuvre
un plan de l’installation de chantier, sur lequel figureront les accès, les zones de stockage, les cheminements, les
protections prises pour assurer la sauvegarde des personnes et des biens.
4.4. Textes réglementaires – Normes - Textes de références
Les installations des matériels seront réalisées selon les règles de l'art, et contrôlés par l’organisme de contrôle.
Il sera notamment apporté une attention particulière à la protection :
- Des matériels et équipements contre toute détérioration éventuelle due à des causes extérieures telles que
tempêtes (vent, pluie, neige, grêle), dégâts des eaux, foudre etc.
- Contre toute fausse manœuvre éventuelle de l'utilisateur ou contre tout défaut de fonctionnement inopiné
qui pourrait entraîner une détérioration prématurée ou irréversible des matériels ou équipements tels que
court-circuit, inversion de polarité, déconnexions.
- Des usagers contre tout risque d'électrocution ou autre risque d'origine accidentelle, en particulier dû à la
manipulation des modules.
- Des bâtiments contre tout risque d'incendie accidentel dû à des défauts de fonctionnement ou de
protection de l'installation.
L'installation des matériels sera soumise au respect des normes applicables aux travaux de bâtiments
notamment :
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- La Norme NF P 03.001 - Cahier des Clauses générales applicables aux travaux de bâtiments : Cette norme
rend obligatoire les D.T.U et Normes françaises pour les marchés privés dont la liste est publiée
périodiquement dans les suppléments détachables des "Moniteur",
- Les produits non traditionnels (matériaux nouveaux) devront faire l'objet d'avis techniques acceptés par la
Commission Technique de l'assurance. Dans le cas contraire, chaque cas fera l'objet d'un examen
particulier,
- Règles NV révisées dernière édition pour le calcul neige et vent.
- DTU N° 43.3 - Cahier des clauses techniques - Cahier des clauses spéciales,
- DTU N° 20.12 - Maçonnerie des toitures et d'étanchéité - Gros œuvre en maçonnerie des toitures destinées
à recevoir un revêtement d'étanchéité
- DTU N° 43 et nouveau DTU N° 43.1 applicable depuis novembre 2004,
- DTU N° 60-11, 60-32, 60-33, 65-10,
- NF EN 1991-1-3/NA : Annexe nationale à l’Eurocode 1 : Actions sur les structures – Partie 1-3 : Actions
générales – Charges de neige
- NF EN 1991-1-4/NA : Annexe nationale à l’Eurocode 1 : Actions sur les structures – Partie 1-4 : Actions
générales – Actions du vent
- NF P 78-116 : Verre dans la construction/Modules photovoltaïques incorporés au bâti/ Dimensionnement
en toiture
- NF EN 1998-1 : Calcul des structures pour leur résistance aux séismes – Partie 1 : Règles générales, actions
sismiques et règles pour les bâtiments
- Recommandations professionnelles de la CSFE : Mise en œuvre traditionnelle de capteurs solaires rapportés
sur revêtement d’étanchéité en toiture-terrasse (février 2011)
- Guide RAGE 2012 (Règles de l’art Grenelle de l’environnement 2012) : Conception, mise en œuvre et
maintenance des systèmes photovoltaïques par modules rigides sur toitures inclinées
- Normes Françaises : NFP 84.300 à NFP 84.316, NFP 30-301, 36 410, 16 352, 41 201 à 204, NFP 54 002 et 54
028,
- Normes AFNOR en vigueur,
- Les avis techniques,
- Les règlements, décrets, complétant ou modifiant les documents susvisés, ayant trait aux présents travaux
et connus au jour de la soumission
- DTU 20.12
- DTU 40.41
- DTU 43.1
- DTU 43.3
- DTU 43.4
- DTU 43.5
- NF P 10.202-2 - 20.1
- NF P 15.201-2 - 26.1
- NF P 12.810-1
- NF P 12.810-2
- NF P 12.811-1
- NF P 12.811-2
- NF P 12.811-3
- NF P 34.211-1
- NF P 84-204-1
- À la norme européenne HD 1000
Ainsi qu’aux guides de références suivants :
- Recommandations professionnelles pour la conception de l’isolation thermique des toitures terrasses
et toitures inclinées avec étanchéité
- Recommandations professionnelles pour la conception de l’isolation thermique des toitures terrasses
et toitures inclinées avec étanchéité et élément porteur en maçonnerie
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- Guide RAGE Isolation thermique par l’intérieur
En cas de réédition, de modification ou de mise à jour, le document de référence est celui qui est en vigueur à la
date de consultation des entrepreneurs.
L'installation des matériels sera soumise au respect des normes de l'industrie photovoltaïque et des normes
relatives aux installations électriques basse tension, notamment :
NF C 15-100 : 2024 Installations électriques à basse tension
NF C 14-100 Installations de branchement à basse tension
NF C 18-510 Opérations sur les ouvrages et installations électriques et dans un
environnement électrique – Prévention du risque électrique
NF C 17-100 Protection contre la foudre - Protection des structures contre la foudre
–Installation de paratonnerres
NF C 17-102 Protection contre la foudre – Protection des structures et des zones
ouvertes cintre la foudre par paratonnerre à dispositif d’amorçage
NF EN 50521 (C 57-339) Connecteurs pour systèmes photovoltaïques – Exigences de sécurité
et essais
NF EN 60269-1 (C 60-200-1) Fusibles basse tension - Partie 1 : Règles générales
NF EN 60947-1 (C 63-001) Appareillage à basse tension - Partie 1 : Règles générales
NF EN 60947-2 (C 63-120) Appareillage à basse tension - Partie 2 : Disjoncteurs
NF EN 60947-3 (C 63-130) Appareillage à basse tension - Partie 3 : Interrupteurs, sectionneurs,
interrupteurs sectionneurs et combinés-fusible
NF EN 61215 (C 57-105) Modules photovoltaïques (PV) au silicium cristallin pour application
terrestre - Qualification de la conception et homologation
NF EN 61439 Ensembles d’appareillages à basse tension
NF EN 61557-8 (C 42-198-8) Sécurité électrique dans les réseaux de distribution basse tension de
1000 V c.a. et 1 500 V c.c. Dispositifs de contrôle, de mesure ou de
surveillance de mesures de protection - Partie 8 : Contrôleurs
d'isolement pour réseaux IT.
NF EN 61643-11 (C 61-740) Parafoudres basse-tension - Partie 11 : Parafoudres connectés aux
systèmes de distribution basse tension - Prescriptions et essai
NF EN 62262 (C 20-015) Degrés de protection procurés par les enveloppes de matériels
électriques contre les impacts mécaniques externes (Code IK)
NF EN 62305-1 (C 17-100-1) Protection contre la foudre - Partie 1 : Principes généraux
NF EN 62305-2 (C 17-100-2) Protection contre la foudre - Partie 2 : Evaluation du risque
NF EN 62305-3 (C 17-100-3) Protection contre la foudre - Partie 3 : Dommages physiques sur les
structures et risques humains
UTE C 15-105 Guide pratique - Détermination des sections de conducteurs et choix
des dispositifs de protection - Méthodes pratiques
UTE C 15-400 Guide pratique - Raccordement des générateurs d’énergie électrique
dans les installations alimentées par un réseau public de distribution
UTE C 15-520 Guide pratique - Canalisations - Modes de pose – Connexions
UTE C 32-502 Guide pour les câbles utilisés pour les systèmes photovoltaïques
UTE C 61-740-51 Parafoudres basse tension – Partie 51 : Parafoudres connectés aux
installations de générateurs photovoltaïques - Exigences et essais
UTE C 61-740-52 Parafoudres basse tension - Parafoudres pour applications spécifiques
incluant le courant continu - Partie 52 : Principes de choix et
d’application - Parafoudres connectés aux installations
photovoltaïques
DIN VDE 0126-1-1 Dispositif de déconnexion automatique entre un générateur et le
réseau public basse tension
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NF EN 50438 (C 11-101) Prescriptions pour le raccordement de micro-générateurs en parallèle
avec les réseaux publics de distribution à basse tension
NF EN 61558-2-4(C 52-558-2-4) Sécurité des transformateurs, blocs d'alimentation et analogues -
Partie 2-4 : Règles particulières pour les transformateurs de séparation
des circuits pour usage général
UTE C 18-510 Recueil d’instructions générales d’ordre électrique
NF C 57 1xx ou ISPRA Onduleurs (convertisseurs statiques)
NF C 58 4xx et NF C 58 510 Appareillages d'installation
CEI 60364-7-712 Installation électriques dans le bâtiment - Partie 7-712 Règles pour les
installations et emplacements spéciaux - Alimentations
photovoltaïques solaires (PV) (mai 2002)
CEI 61000-3-2 Comptabilité électromagnétique (CEM) - Partie 3-2 : limites - Limites
pour les émissions de courant harmonique (courant appelé par les
appareils inférieurs ou égal à 16 A par phase).
CEI 61723 Sécurité pour les systèmes photovoltaïques raccordés au réseau et
montés sur les bâtiments
NF EN 60 439 Coffrets et armoires électriques
NF EN 60529 Norme pour les boitiers de connexion et de raccordement
NF EN 61173 Protection contre les surtensions des systèmes photovoltaïques (PV)
de production d'énergie – Guide
NF EN 61727 Systèmes photovoltaïques (PV) - Caractéristiques de l'interface de
raccordement au réseau,
NF EN 61730-1 (C 57-111-1) Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules
photovoltaïques (PV)- Partie 1 : Exigences pour la construction.
NF EN 61730-2 (C 57-111-2) Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules
photovoltaïques- Partie 2 : Exigences pour les essaies
NF EN 62305-1 (C 17-100-1) Protection contre la foudre-Partie 1 : Principes généraux
NF EN 62305-2 (C17-100-2) Protection contre la foudre-Partie 2 : Evaluation du risque
NF EN 62305-3 (C17-100-3) Protection contre la foudre-Partie 3 : Dommages physiques sur les
structures et risques humains
NF C 12-100 relative aux branchements électriques de première catégorie
NF C 13-100 Postes de livraison raccordés au réseau de distribution publique de 1 à
33 kV
UTE C 15-400 Raccordement des générateurs d'énergie électrique dans les
installations alimentées par un réseau public de distribution,
UTE C 15-443 Guide pratique-Protection des installations électriques basses tension
contre les surtensions d’origine atmosphériques ou dues à des
manœuvres. Choix et installation des parafoudres
UTE C 15-712 Installations de générateurs photovoltaïques solaires.
UTE C 18 510 Recueil d'instructions générales de sécurité d'ordre électrique
UTE C 18 530 Carnet de prescriptions de sécurité électrique destiné au personnel
habilité
UTE C 57-300 Paramètres descriptifs d'un système photovoltaïque
UTE C 57-310 Transformation direct de l’énergie solaire en énergie électrique
NF EN 50380 (C 57-201) Spécifications particulières et informations sur les plaques de
constructeur pour les modules photovoltaïques
NF EN 60904-3 (C 57-323) Dispositifs photovoltaïques - Partie 3 : Principes de mesure des
dispositifs solaires photovoltaïques (PV) à usage terrestre incluant les
données de l'éclairement spectral de référence
NF EN 61730-1 (C 57-111-1) Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules
photovoltaïques (PV) - Partie 1 : Exigences pour la construction
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NF EN 61730-2 (C 57-111-2) Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules
photovoltaïques (PV) - Partie 2 : Exigences pour les essais
NF EN 61723 Sécurité pour les systèmes photovoltaïques raccordés au réseau et
montés sur les bâtiments.
Et des textes réglementaires suivants :
- Décret n° 2007-1280 du 28 août 2007 relatif à la consistance des ouvrages de branchement et d’extension
des raccordements aux réseaux publics d’électricité ;
- Décret n° 2006-555 du 17 mai 2006 relatif à l’accessibilité des établissements recevant du public, des
installations ouvertes au public et des bâtiments d’habitation et modifiant le code de la construction et de
l’habitation ;
- Décret n° 2003-229 du 13 mars 2003 relatif aux prescriptions techniques générales de conception et de
fonctionnement auxquelles doivent satisfaire les installations en vue de leur raccordement aux réseaux
publics de distribution ;
- Arrêté du 23 Avril 2008 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le
raccordement direct au réseau public de distribution d’une installation de production d’énergie électrique ;
- Arrêté du 17 mars 2003 relatif aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement pour le
raccordement direct au réseau public de distribution d’une installation de consommation d’énergie
électrique ;
- Arrêté du 31 janvier 1986 relatif à la protection contre l'incendie des bâtiments d'habitation ;
- Arrêté du 25 juin 1980 relatif au règlement de sécurité contre les risques d'incendie et de panique dans les
établissements recevant du public (1);
- Textes officiels relatifs à la protection des travailleurs dans les établissements qui mettent en œuvre des
courants électriques ;
- Décret n° 88-1056 du 14 novembre 1988 et ses arrêtés pour la protection des travailleurs qui mettent en
œuvre des courants électriques ;
- Arrêté du 18 octobre 1977 relatif au règlement de sécurité pour la construction des immeubles de grande
hauteur et leur protection contre les risques d'incendie et de panique ( 2);
- Décret n° 92-587 du 26 juin 1997 relatif à la compatibilité électromagnétique des appareils électriques et
électroniques ;
- La circulaire DRT 89-2, 6 février 1989, Application du décret 88-1056,
- Arrêtés pris par les préfets et par les maires concernant l'urbanisme, la voirie et l'hygiène.
Ainsi qu’aux guides références suivants :
- Spécifications ERD : B6, C1, C2, C8 (ADEME-EDF).
- Mise en œuvre des capteurs PV dans le bâtiment (CSTB).
- Le Guide EDF/ARD (2003) : Accès au réseau basse-tension pour les installations photovoltaïques - Conditions
techniques et contractuelles de raccordement
- Le guide de l'ADEME (2008) : Spécifications techniques relatives à la protection des personnes et des biens
dans les installations photovoltaïques – Guide pratique à l’usage des bureaux d’étude et installateurs,
- Le guide de l'ADEME (2004) : Systèmes photovoltaïques raccordés au réseau - Guide de rédaction du cahier
des charges techniques de consultation à destination du maître d'ouvrage,
- Le guide de l'ADEME (2001) : Protection contre les effets de la foudre dans les installations faisant appel
aux énergies renouvelables.
Ainsi qu'aux normes internationales CEI, ou européennes CEN et françaises UTE lorsqu'elles existent sur ce
sujet.
Cette liste n’est pas exhaustive, mais un rappel des principaux textes officiels applicables à ce projet.
1 UTE C 12-201 - Textes officiels relatifs à la protection contre les risques d'incendie et de panique dans les établissements
recevant du public
2 UTE C 12-061- Textes officiels relatifs à la sécurité contre l'incendie dans les immeubles de grande hauteur
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En plus du respect des normes usuelles applicables aux travaux de bâtiments, des normes de l’industrie
photovoltaïque et des normes relatives aux installations électriques basse tension, l’installation photovoltaïque,
dans le cadre d’un établissement recevant du Public (ERP), devra respecter les préconisations particulières de
la Commission Centrale de Sécurité (CCS), synthétisées dans son rapport du 07 février 2013 et relatives à la
protection incendie.
Rappel des principales préconisations ci-dessous (cf. document complet en PJ) :
✓ Laisser en toiture un cheminement libre d’au moins 90 cm autour du champ PV ;
✓ Mettre en place une coupure générale simultanée des onduleurs, visible, positionnée à proximité du
dispositif de mise hors tension du bâtiment ;
✓ Equiper, lorsqu’il est à l’intérieur du bâtiment, le local technique onduleur de parois coupes feu égal au
degré de stabilité du bâtiment, avec un minimum de 30 minutes ;
✓ Puis par ordre de préférence décroissant :
o Mettre en place un système de coupure du circuit DC au plus près des modules, piloté à distance
depuis une commande regroupée avec le dispositif de mise hors tension du bâtiment.
o Cheminement du Courant Continu en extérieur avec arrivée des câbles DC directement dans le
local technique onduleur du bâtiment. Les câbles en extérieur chemineront sous protection
mécanique s’ils sont accessibles.
o Si possible, les onduleurs seront positionnés à l’extérieur, protégés de toute agression extérieure
(chocs, intempéries, …), au plus près des modules et sans pénétration de câbles DC dans la
construction.
o Le cas échéant, les câbles CC chemineront à l’intérieur du bâtiment jusqu’au local technique
onduleur dans un cheminement technique protégé, situé hors dégagements et locaux à risques
particuliers, de degré CF égal au degré de stabilité du bâtiment, avec un minimum de 30 minutes
et s’ils circulent dans des zones accessibles au public, le cheminement technique protégé devra
présenter un degré coupe-feu de 1h.
✓ Procéder aux contrôles et vérifications techniques relatives à la solidité conformément aux textes en
vigueur.
L’ensemble de ces préconisations devra être pris en compte par les entreprises photovoltaïques lors de la
conception de leurs installations.
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5. SPECIFICATIONS TECHNIQUES DES TRAVAUX PHOTOVOLTAÏQUES
Le devis descriptif du soumissionnaire devra préciser les valeurs ou dispositions qu’il aura retenues pour établir
sa proposition ; toute disposition n’entrant pas dans le cadre minimal des contraintes imposées sera réputée
hors programme de base.
Les quantités indiquées dans le BPU sont données à titre indicatif et seront précisées pour chaque site.
Chaque site fera en effet par la suite l’objet d’un quantitatif détaillé validé par le maître d‘œuvre et le maître
d‘ouvrage.
L’énoncé ci-dessous n’est pas exhaustif, ni limitatif mais il peut être complété ou allégé en fonction des conditions
réelles d’exécution du chantier et des modalités d’exécution des travaux adoptées par les entreprises.
5.1. Préparation du chantier
L’entreprise prévoit dans son offre les dispositifs nécessaires pour stocker le matériel pendant toute la durée du
chantier et approvisionner le matériel sur site.
L’entreprise prendra toutes dispositions utiles pour ne pas altérer la circulation et pour assurer la sécurité des
personnes (balisage préalable des zones d’occupation). Au cas où la circulation devrait être partiellement ou
totalement interrompue, l’entreprise en demandera préalablement les autorisations nécessaires auprès du
service Voirie des mairies concernées (8 à 10 jours ouvrables avant intervention).
5.2. Documentations techniques à fournir
Les documents à fournir sont :
5.2.1. Avant Travaux
L’entrepreneur devra soumettre à l’agrément du maître d’œuvre et du Bureau de Contrôle, les documents
suivants, conformément au planning d’exécution :
□ Les fiches techniques précisant les caractéristiques exactes du matériel et les divers agréments le cas
échéant (ATEC CSTB, PV d’essais, …) ;
□ Les notes de dimensionnement des équipements proposés ;
□ Les certificats de garantie ;
□ Les références (Flash-test) de chaque module livré, avec copie de ces résultats au maître d’ouvrage ;
□ Les plans de détails d’exécution des installations projetées avec indication des caractéristiques
dimensionnelles, comprenant le plan d’implantation des onduleurs et le détail de leur protection ;
□ Les plans de câblages électriques, les synoptiques électriques des coffrets DC, AC et TDGS et tous les
détails nécessaires pour une mise en œuvre parfaite ;
□ Le schéma unifilaire général de l’installation ;
□ Le planning prévisionnel des travaux, éventuellement mis à jour.
Les entreprises peuvent être tenues de fournir également toutes les notes de calcul particulières, nécessaires à
l'installation. L’installateur devra notamment fournir toutes garanties exigées par le bureau de contrôle
concernant la structure et la solidité des ouvrages.
Tous ces documents devront être communiqués en temps utile pour information
par l’entreprise adjudicataire au bénéficiaire, afin de recevoir l’accord de ce dernier avant toute exécution et
avoir été validé au préalable par l’organisme de contrôle de l’opération.
Faute par lui de remplir cette obligation dans les délais nécessaires (acceptation, plans, approvisionnements,
fabrications, etc.…), l’entrepreneur ne pourra se prévaloir d’un refus de la part du Maître d’œuvre des matériaux
mis en œuvre et de leurs implantations.
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Chaque ouvrage à construire et à mettre en œuvre fera l'objet d'un plan particulier, aucun élément ne pourra
être réalisé s'il n'a pas fait l'objet d'un plan approuvé.
Les plans devront être complets et devront y figurer notamment :
□ Toutes les cotes, toutes les élévations, ainsi que toutes les coupes verticales et horizontales, les
fixations, les joints d'étanchéité, les cotes de réservations et toutes données utiles à la compréhension
des ouvrages,
□ Le plan de calepinage des modules, avec répartition des panneaux par branche, et par onduleur,
□ L’ensemble des plans, schéma et synoptiques nécessaires à la réalisation de l’ensemble de ses
prestations,
□ Toutes notes de calcul demandées par la maîtrise d’œuvre.
Toute occupation du domaine public pour la réalisation des travaux devra faire l’objet d’une demande écrite
adressée à Madame/Monsieur le Maire, service Voirie, afin d’obtenir une autorisation de stationnement ou de
dépôt.
Pour toute tranchée en domaine public, des demandes d’autorisations devront être effectuées auprès des
services concernées (service voiries des mairies). Les délais inhérents devront être intégrés au planning de
l’entrepreneur (délais pouvant atteindre 8 à 12 semaines).
5.2.2. Avant Réception
Avant la réception des travaux, l'installateur devra remettre un schéma électrique mis à jour, laissé sous pochette
étanche dans l’armoire électrique et un dossier conforme aux ouvrages exécutés en version informatique,
comportant les éléments suivants, destinés au maître d'ouvrage des équipements :
- Les données générales de l'installation.
Au titre du dossier de recollement et des éléments graphiques :
- Plan de calepinage définitif réalisé avec un logiciel de dessin
- Plan d'implantation Shelter, équipements et cheminement des câblages CC et CA
- Schéma électrique unifilaire de l'installation + plan de câblage de l'installation et des
équipements
- Plan de lestage
Au titre du dossier des matériaux et essais comprenant :
- Toutes les fiches techniques et certifications des matériels posés
- Le certificat de conformité des onduleurs à la norme DIN VDE en vigueur + attestation de
réglage VFR + attestation sur l'honneur de bridage si besoin
- Liste définitive des câbles posés
- Attestation de bon montage (demandé par le SDIS)
Au titre du dossier de justification de dimensionnement :
- Notes de calcul (exemple : K2 base), de sections de câble, de sélectivité et de réglage des
protections
- Fiches/PV d'autocontrôle
- Estimation du productible mensuel en kWh/an
Au titre du dossier d’exploitation -Maintenance :
- Les accès au système de surveillance lié aux onduleurs
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- Liste détaillée des pièces de rechange nécessaire à la maintenance courante et le chiffrage de
leur coût
- Une notice d’utilisation et de maintenance avec :
o Le principe de fonctionnement,
o La signification des différents indicateurs,
o Les consignes de sécurité et en cas de procédure d’urgence,
o Les consignes d’intervention,
o De surveillance et diagnostic des pannes courantes,
o De nettoyage et maintenance des installations,
o Ainsi que les procédures de mise en service
Un manuel comprenant les rubriques ci-dessous :
1. Les limites de fonctionnement normal du système,
- Les spécifications techniques,
- Les procédures de mise en service,
2. Les schémas de principe,
- Les plans de câblage de l’installation et des équipements fournis,
3. La nomenclature des composants et équipements avec les références,
- Les numéros de série pour les principaux équipements (modules, mesures, onduleur...),
- La liste des pièces détachées de rechange nécessaires pour deux années de fonctionnement,
au-delà de la première année de garantie.
4. Les instructions de montage,
- Les consignes d'entretien,
- Des instructions pour le diagnostic des pannes courantes,
- La liste d'outils spéciaux ou de tout équipement nécessaire pour le montage, le réglage, le
fonctionnement et l'entretien des matériels.
5. Les documentations techniques des différents composants.
Une notice d'utilisation et de maintenance comprenant des fiches simples et claires sur le principe de
fonctionnement, la signification des différents indicateurs, les consignes de sécurité, de maintenance et
d'utilisation.
Cette notice fera l'objet d'une explication détaillée sur site, avec démonstration des différents états des
régulations et sécurités.
Nota : tous ces documents doivent être transmis avant réception technique, afin de pouvoir préparer le PV de
réception. La visite de réception technique (voir paragraphe 5.19) ne pourra donc être programmée qu'après
obtention par le maître d'œuvre de l'ensemble des documents.
Sur la version informatique, les plans seront disponibles sous le format .DWG et .PDF.
5.3. Dispositifs de sécurité et d’accès en toiture
5.3.1. Protections collectives et individuelles provisoires
L’entreprise est responsable de la sécurité de ses personnels et de celle de ses sous-traitants, quelles que soient
les protections collectives communes existantes. Il est à la charge de l’entreprise de sécuriser le périmètre dans
lequel elle intervient, avec un effort particulier sur la sécurité anti-chutes.
A prévoir conformément à la réglementation en vigueur concernant la protection des travailleurs.
Sera prévu au présent CCTP :
- La fourniture et la pose de garde-corps en périphérie de zones de toitures terrasse équipées ;
- La fourniture et la pose de lignes de vie en toiture inclinée.
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5.3.2. Accès en toiture
Les accès aux générateurs PV devront se faire, autant que faire se peut, par l’extérieur.
Pendant le chantier, des échafaudages, nacelles, … seront mis en œuvre pour assurer un accès en toute sécurité
pendant les phases de préparation du chantier (mise en œuvre de protection provisoire, dé-tuilage, fourniture
et pose des systèmes d’intégration, des modules et toutes finitions).
Pour les interventions de maintenance, des équipements idoines devront être prévus en cas de nécessité
d’intervention en toiture.
5.3.3. Protections individuelles permanentes
Il s’agit de mettre en place le matériel nécessaire pour assurer la maintenance ultérieure sur l’ensemble de la
couverture.
L’ensemble du matériel devra faire l’objet de certificat de conformité aux différentes normes en vigueur.
- Crochet de sécurité
Des crochets de sécurité seront prévus : ils seront accessibles depuis le bas de la toiture (une affichette en pied
de bâtiment pourra être rajoutée afin d’indiquer l’emplacement du premier crochet accessible depuis le bas de
pente). Un crochet tous les 2 à 4 mètres (selon hauteur du bâtiment) sera prévu pour permettre une circulation
sur tout le pourtour des champs photovoltaïques.
L’ensemble sera prévu selon préconisations du coordonnateur SPS / Bureau de contrôle. L’entreprise
photovoltaïque devra lui présenter un plan d’implantation pour vérification et validation par ses soins.
Les équipements devront présenter toutes conformités suivant norme NF S 71.513 ou norme européenne NF EN
795.
5.4. Couverture
Variante 1 :
Toiture froide tuile ou TAN/ Combles perdus accessibles / Support divers planchers ou plafonds légers / Isolant
L’entreprise aura à sa charge :
Préparation de l’intervention :
i. Intervention en couverture :
o Si toiture tuile : Dépose, descente et évacuation des tuiles existantes sous les installations solaires prévues.
o Si toiture TAN (Tôle Acier Nervuré) : Dépose, descente et évacuation du bac métallique existant si celui-ci est
vétuste ou non compatible avec la pose de modules photovoltaïques.
ii. Si dépose de la toiture TAN alors dépose, descente et évacuation de la zinguerie.
iii. Dépose, descente et évacuation de l’isolation en place si elle existe et si son état n’est pas conforme à un
réemploi (humidité, tassement, vétusté).
iv. Si évacuation de l’isolation alors évacuation du pare-vapeur existant.
Etanchéité et isolation :
v. Fourniture et pose d’une toiture froide TAN (Tôle Acier Nervuré) compatible avec le système de fixation des
modules PV retenus si besoin. Y compris faitage, rives latérales et zinguerie.
vi. Remise en état du support de l’isolation si besoin.
vii. Fourniture et pose d’un pare-vapeur continu étanche à l’air. Y compris système de fixation si besoin.
viii.Fourniture et pose d’une isolation de résistance thermique totale supérieure ou égale à 7,5 m².K/W :
o En absence d’isolation : laine minérale déroulée posée en 2 couches croisées de 30 cm minimum.
o En absence d’isolation : ouate de cellulose soufflée de 40 cm minimum (épaisseur appliquée).
o En présence de laine minérale : seconde couche de laine minérale déroulée de 12 cm minimum.
Y compris tous les dispositifs nécessaires à la sécurisation des éléments susceptibles de dégager de la chaleur
(conduits de fumées, dispositifs d’éclairages, …)
La pose de l’isolant doit permettre le maintien d’une lame d’air de ventilation de la couverture suffisante
conformément aux DTU série 40.
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Les éléments susceptibles de dégager de la chaleur (conduits de fumées, dispositifs d’éclairages, …) doivent être
mis à distance de l’isolant conformément au DTU 24.1.
Variante 2 :
Toiture chaude TAN (1) / Isolant
L’entreprise aura à sa charge :
Préparation de l’intervention :
i. Dépose, descente et évacuation du bac métallique existant si celui-ci est vétuste ou non compatible avec la
pose de modules photovoltaïques.
ii. Dépose, descente et évacuation de la zinguerie.
iii. Dépose, descente et évacuation de l’isolation liaisonnée à la TAN si elle existe.
Etanchéité et isolation :
iv. Fourniture et pose d’une toiture TAN sandwich compatible avec le système de fixation des modules PV
retenus et adaptée à l’usage du local situé dessous (acoustique) avec une résistance thermique de l’ensemble
des couches d’isolation supérieur à 7,5 m².K/W. Y compris faitage, rives latérales et zinguerie :
o Toiture TAN sandwich 12 cm.
o Toiture TAN sandwich 24 cm.
(1) Une toiture TAN chaude existante compatible PV, en bon état et présentant une résistance thermique
acceptable - R ≥ 4 m².K/W ou donnant sur des locaux non chauffés ne fera pas l’objet de travaux complémentaires
d’isolation.
Variante 3 : Toiture terrasse / Support béton ou TAN ou CLT / Isolant + Etanchéité Bitume ou PVC
TAN = Tôle Acier Nervuré / CLT = support en bois lamellé croisé
L’entreprise aura à sa charge :
Préparation de l’intervention :
i. Intervention sur la couche de gravillons :
o Dépose, descente et évacuation de la couche de gravillons si celle-ci existe.
o Relevage des gravillons avec mise en place en tas pour réemploi si besoin.
ii. Dépose, descente et évacuation de cheminées maçonnées et sorties de toitures inutilisées.
iii. Dépose, descente et évacuation de la zinguerie.
iv. Dépose, descente et évacuation de l’étanchéité si l’état de celle-ci ne permet pas de la récupérer comme
pare-vapeur (membrane dégradée ou mauvaise adhérence au support) conformément au DTU 43.5, ou si celle-
ci recouvre une couche d’isolation.
v. Arrachage, descente et évacuation des relevés d’étanchéité y compris autour des singularités si dépose de
l’étanchéité.
vi. Dépose, descente et évacuation de l’isolation inappropriée si besoin.
vii. Si évacuation de l’isolation alors évacuation du pare-vapeur existant.
Etanchéité et isolation :
viii.Remise en état du support béton si besoin.
ix. Intervention sur pare-vapeur :
o Fourniture et pose d’un pare-vapeur bitume soudé en plein à l’EIF sur dalle béton y compris équerre de
renfort.
o Réparation de la membrane d’étanchéité existante.
o Si support TAN : Fourniture et pose d’un pare-vapeur en voile de verre/alu.
x. Adaptation de la hauteur d’acrotère à la nouvelle épaisseur d’isolant. Inclus relevés d’isolation compatible
avec l’isolant de toiture – panneau isolant épaisseur 30 mm sur l’acrotère, panneau isolant épaisseur 100 mm
contre la face intérieure de l’acrotère – et reprise de la zinguerie.
xi. Reprise et rehausse des ventilations de chutes et sorties de toiture.
xii. Fourniture et pose d’une isolation thermique de classe C de résistance thermique totale supérieure ou égale
à 7,5 m².K/W compatible avec le système de fixation retenu :
o En absence d’isolation : panneau de polyuréthane de 16 cm minimum.
o En absence d’isolation : laine de roche à forte densité sur une ou deux couches de 24 cm minimum.
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o En présence d’isolation compatible : panneau de polyuréthane de 8 cm minimum.
o En présence d’isolation compatible : laine de roche à forte densité sur une ou deux couches de 12 cm
minimum.
xiii. Fourniture et pose d’une membrane d’étanchéité apparente ou sous protection lourde, compatible avec le
système de fixation retenu :
o En bitume bicouche.
o En PVC monocouche.
xiv. Fourniture et pose de relevés d’étanchéité autoprotégés pour périphérie, émergences et singularités.
Compris équerre de renfort et toutes sujétions nécessaires pour respecter les DTU série 43.
xv. Selon compatibilité avec le système de fixation des modules PV retenu et la membrane d’étanchéité associée,
fourniture et pose d’une couche de lestage - épaisseur 4 cm minimum :
o Graviers neufs.
Tout percement devra être complété par une manchette d’étanchéité à l’air.
Il conviendra de vérifier que la somme des résistances thermiques des couches situées sous le pare vapeur
n’excède pas 30% de la résistance thermique totale, auquel cas on s’expose à des risques de condensation. La
présence d’un faux-plafond isolé et non ajouré en sous-face de la toiture chaude peut s’avérer problématique.
Dans la mesure du possible cette isolation doit être supprimée. Si pour des raisons d’efficacité acoustiques celle-
ci ne peut être enlevée, une augmentation de l’épaisseur de l’isolation en toiture devra être étudiée.
Critères environnementaux :
-Evacuation des anciennes membranes bitumineuses en filières de recyclage dédiées (exemple de chantiers
réalisés).
Documents à produire après réalisation des travaux de réfection des toitures :
Une restitution des plans mis à jour des toitures après réfection, et avant travaux photovoltaïques, tenant
compte de toutes les émergences présentes en toiture, y compris implantation des garde-corps le cas échéant.
5.5. Système d’intégration des modules
L'entreprise adjudicataire prendra un soin tout particulier à l'intégration des modules photovoltaïques sur le
site. Toute solution proposée par l'entreprise devra faire l'objet d'un accord préalable des maîtres d'ouvrage
et d'œuvre avant exécution.
Le système d'intégration des modules en toiture, pour être conforme à l’article 1 de l’annexe 2 de l’arrêté du 4
mars 2011, doit respecter les points énoncés dans le paragraphe §2.2.
De plus, il devra bénéficier d’un Avis technique (ATEC) ou d’une Enquête Technique Nouvelle (ETN) sous réserve
de validation par le bureau de contrôle et les assurances du maître d’ouvrage, d’un Pass Innovation
Dans tous les cas, la garantie décennale devra être apportée au Maître d’ouvrage.
On rappelle que l’intégration architecturale de la solution technique proposée est de la responsabilité du
prestataire (traitement des rives, des abergements, couleur des modules et des cadres).
Le système sera valide d’un point de vue statique selon les normes Neige et Vents NV65 (modifiée 2009) pour la
zone concernée. Pour rappel pour le département du Haut-Rhin :
- Zone de vent : 2
- Zones de neige : C1
Le système de fixation ainsi que les modules photovoltaïques, devront être en adéquation avec ces contraintes
Les matériaux utilisés seront choisis de manière à éviter tout couple électrolytique.
L’installateur est tenu de s’assurer du bon dimensionnement du bâtiment avant de commencer l’installation.
Dans certains cas, la pose devra être adaptée aux impératifs constructifs présentés par l’ouvrage, ce qui
impliquera toutefois le respect des règles techniques actuelles et des prescriptions locales en vigueur.
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L’ensemble sera réalisé de manière à ce que la planéité des champs de modules soit respectée, et à ce que les
eaux de pluie ne puissent s'y accumuler. On veillera à supprimer tout risque de corrosion par couple
électrolytique. Toute la visserie utilisée sera inoxydable. La couleur des pièces apparentes sera définie par le
maître d'ouvrage et la maîtrise d'œuvre.
Les systèmes d’intégration qui devront être chiffrés sont les suivants :
- Système intégré en toiture tuiles avec plaque polypropylène fixée sur les lattis de la charpente, de type
GSE In-Roof marque GSE Intégration ou équivalent ;
- Système en surimposition d’un bac métallique avec rails métalliques fixés aux pannes de la charpente
et cavaliers de fixation, de type HELIOS B2 DOME SOLAR ou équivalent ;
- Système en surimposition d’un bac métallique avec rails métalliques fixés sur joints debout et cavaliers
de fixation, de type SINGLE RAIL K2SYSTEMS ou équivalent ;
- Système lesté sur toiture terrasse avec profilés métalliques, de type TOIT PLAT NOVOTEGRA ou
équivalent ;
- Système de plots thermo soudés sur membrane bitume de toiture terrasse, de type SOPRASOLAR FIX
EVO SOPREMA ou équivalent ;
- Système de rails thermo soudés sur membrane PVC de toiture terrasse, de type INOVA PV LITE TILT EPC
SOLAR ou équivalent ;
- Système de modules photovoltaïques souples intégré à une membrane d’étanchéité, de type LUXSIOL
ou équivalent.
5.6. Supports de fixation des modules
L'ensemble des structures et fixations métalliques sera mis à la terre, relié par un conducteur Cu d'une section
minimale de 25 mm². Toutes les masses seront interconnectées et reliées à la terre. La prise de terre présentera
une résistance maximale de 30 ohms. En cas d’utilisation de plusieurs terres, elles devront toutes être reliées
entre elles.
En cas d'existence d'un paratonnerre en toiture, la terre commune au système photovoltaïque sera
interconnectée avec la descente du paratonnerre.
5.7. Modules Photovoltaïques
Les capteurs seront de type et marque à définir par l'entreprise conformément aux prescriptions du présent CCTP
et aux puissances crêtes mentionnées dans les fiches descriptives des travaux pour chaque installation.
Priorité sera donnée à des composants et procédés d’origine régionale, sinon de fabrication française ou à
minima d’origine européenne.
Pour tenir compte de l’impact carbone de l’installation et des engagements de la collectivité et de la France,
l'évaluation carbone simplifiée des modules devra être inférieure à 650 kg eqCO2/kWc.
La priorité sera également donnée à des modules dont la garantie de rendement sera supérieure à 20 ans et
documentable depuis au moins 10 ans.
Les modules photovoltaïques, en verre-tedlar, cadrés, constitués de cellules au silicium cristallin, seront plans et
devront satisfaire aux spécifications des essais de l'ESTI (laboratoire européen du JRC d'Ispra-Italie) et à ceux des
normes CEI 61215, 61646, 61730-1 et 61730-2.
Les panneaux seront de marque VOLTEC SOLAR ou équivalent.
Les modules photovoltaïques pourront également se présenter sous la forme « souple », devront être certifiés
conformes aux normes IEC 61215 – 61730 – 61701 - 62716, devront également justifier d’une classe II de sécurité
électrique selon la norme NF EN 61140 et devront répondre à la norme NF EN 13501-1 (test méthode 6)
Tous les modules proposés devront présenter un aspect et une couleur identiques et être aisément
interchangeables.
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Les modules comprendront sur leur face arrière un boîtier de connexion étanche, d'épaisseur maximale 40 mm,
et permettant le passage des câbles par 2 presse-étoupe.
Ces boîtiers de connexion seront positionnés afin de minimiser les longueurs de câblage. Les modules seront pré-
câblés avec des câbles solaires à double isolation de section 4 mm². La polarité des bornes sera clairement
identifiée.
Chaque boîte comprendra obligatoirement au minimum une diode parallèle de protection du module.
Qualifications, garanties et certificats :
Homologation du produit : DIN EN 61215 (IEC 61215)
Classification électrique : Classe de protection II
L’installateur devra présenter les références (flash-test) de chaque module livré, en faisant parvenir, en amont,
les résultats au maître d’ouvrage.
Les modules seront interconnectés entre eux de façon à obtenir plusieurs branches dont la tension globale sera
la tension nominale de service tout en limitant les longueurs de câbles d'interconnexions.
L'entreprise respectera scrupuleusement les préconisations du fabricant (et de l'AT CSTB le cas échéant) pour la
pose et le raccordement des modules photovoltaïques.
Le principe d’implantation des modules photovoltaïques en toiture sera défini sur la base des critères suivants :
- Absence d’ombres portées pour une hauteur de soleil de 30°,
- Compacité maximale des capteurs,
- Réduction maximale des longueurs de câbles DC.
5.8. Optimiseurs de puissance
Chaque module pourra être équipé sur sa face arrière d’un optimiseur de puissance compatible avec la puissance
du module (un optimiseur pour deux modules).
Ces optimiseurs permettront de maintenir une tension constante dans chaque chaîne. En l’absence de
production photovoltaïque, les optimiseurs devront basculer automatiquement en mode sécurité coupant le
courant continu ainsi que la tension au niveau des modules et des fils électriques des différentes chaines, de telle
sorte que la tension de sortie de chaque module soit égale à 1 V.
Ils devront être compatibles avec les onduleurs et les modules proposés.
La solution de pose d’optimiseur sera une possibilité mais pas une obligation.
5.9. Protections, câblages et raccordements de l’installation
Tous les matériaux et appareillages entrant dans la constitution des installations devront obligatoirement avoir
fait l’objet d’une norme établie par l’UNION TECHNIQUE DE L’ELECTRICITE (Norme NF série C) et être conforme
à ces normes.
Il sera installé de préférence des matériaux et appareillages ayant fait l’attribution d’un label ou d’un certificat
USE, NF-USE, NF - Electricité dans la mesure où une telle marque a été attribuée.
Dans le cas contraire, l’entreprise aura à sa charge toutes les incidences techniques et financières qui pourraient
résulter d’une modification de matériel ou d’appareillage, demandée par l’architecte ou par le Maître d’œuvre.
Pour assurer un fonctionnement et une alimentation maximale du réseau, les températures ambiantes
admissibles par les composants électriques varient entre -20 °C et +50 °C; le respect des valeurs nominales ne
pouvant cependant être garanti que jusqu'à une température ambiante de +40 °C.
Tous les câbles, mécanismes, fixations et assemblages électriques seront installés et connectés en application
des normes NF, CEI et autres règles électriques appropriées.
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L'objectif essentiel est de minimiser les dangers pour les personnes et les animaux, ainsi que les dommages
pouvant intervenir sur le système électrique connecté pendant l'exploitation et la maintenance, dans toutes les
conditions spécifiques de l'environnement du site.
Dès lors qu'une probabilité de sectionnement ou de dommages aux câbles apparaît, des câbles ou des conduits
renforcés seront employés.
Les fils électriques respecteront le code normalisé des couleurs (en courant continu, le fil bleu sera la polarité
négative). Les câbles souterrains éventuels seront enterrés à une profondeur suffisante pour éviter leur
endommagement. Si un conduit est utilisé, il devra être adapté à cet usage.
Les connexions électriques seront réalisées de manière à éviter tout faux contact et tout risque de déconnexion
par suite, par exemple, de traction exercée sur les câbles électriques.
Le cheminement des câbles électriques ainsi que leur fixation et celle des autres éléments seront réalisés de
manière à s'intégrer au mieux aux bâtiments concernés, tout en cherchant à réduire les longueurs.
Aucun câble ne devra cheminer directement sur une paroi ou sur le sol, mais devra être systématiquement fixé
dans un fourreau/ goulotte / chemin de câble protégé par un capot avant et ventilé en face arrière. Tous les
chemins de câbles devront être capotés, et les capots fixés mécaniquement aux chemins de câbles. Les chemins
de câbles ou goulottes cheminant en extérieur devront être clos par des systèmes à clef ou à vis uniquement
démontables à l’aide d’outils.
L'ensemble des câbles de liaison utilisés répondront aux normes en vigueur énoncées précédemment (isolement,
résistance aux ultraviolets, résistance mécanique, etc.). Leur section individuelle sera déterminée suivant les
règles de la NF C-15 100 et UTE C-15 712, en prêtant une attention particulière aux contraintes de chute de
tension. Les câbles PV des liaisons courant continus seront conformes à la norme UTE C-32-502 et seront de
classe II.
La chute de tension maximale autorisée dans la partie CC de l’installation est de 3% à I scSTC. Elle sera de 1.5% à
IscSTC en moyenne.
La chute de tension maximale autorisée entre le point de raccordement au réseau interne du bâtiment et les
bornes CA des onduleurs est de 3% maximale à puissance nominale des onduleurs. La chute moyenne de
tension demandée est de 1%.
Les assemblages des connecteurs débrochables des liaisons entre modules seront réalisés en usine, sauf cas
particulier de réparation ponctuelle sous réserve acceptation de la maîtrise d’œuvre.
Les connecteurs seront de même type et marque lors de chaque connexion mâle/femelle tout le long de la
chaîne courant continu.
Les câbles seront adaptés à une utilisation extérieure. Ils devront avoir une classe IP65 à minima.
5.10. Branches de modules
Le raccordement en série des modules se fera par câbles solaires extérieurs de type U1000 RO2 V, de section
suffisante (4 ou 6 mm²). La tension maximale à vide peut atteindre 1 000 V. Ces connexions sont réalisées entre
les boîtiers de connexion intégrées aux modules. Les sorties de câbles sont étanchéifiées par presse-étoupe ou
joint torique. Chaque module sera protégé par une ou plusieurs diodes parallèles, fixées dans le boîtier de
connexion.
Les connexions seront assurées par des connecteurs débrochables de classe II, spécifiés pour le courant continu,
dimensionnés pour des valeurs de tensions et courants identiques ou supérieures à celles des câbles qui en sont
équipés. Une étiquette « ne pas déconnecter en charge » doit être fixée à proximité des connecteurs. Tous ces
câbles devront cheminer dans des chemins de câbles d’indice de protection suffisant.
Les connecteurs doivent :
- Assurer une protection contre les contacts directs
- Être de classe II
- Résister aux conditions extérieures (UV, humidité, température, …) (> IP54)
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Les branches ainsi formées seront reliées en parallèle par l’intermédiaire de boîtiers de jonction, qui doivent
rester accessibles et être extérieures (si possible) au bâtiment.
Dans le choix des combinaisons série-parallèle, on favorisera celle qui minimise les surfaces de boucle ou
d'antenne et limite ainsi les risques d'apparition de tension induite suite au rayonnement magnétique dû à la
foudre. Pour cela, les polarités d’une branche devront cheminer côte à côte d’un bout à l’autre.
Exemple de mauvais câblage : Exemple de mauvais câblage : Exemple de bon câblage :
boucle induite boucle induite limitation des aires
entre polarités entre une polarité et la masse de boucles induites
5.11. Câbles de Branches et de Groupes DC
La chute de tension maximale autorisée dans la partie DC de l’installation est de 3% à IscSTC. (1.5%
recommandé).
La somme des chutes de tension du circuit de génération doit être calculée de telle sorte que le point de
fonctionnement des modules se situe à une tension voisine de celle de la puissance maximale des modules,
compatible avec le système MPPT de l'onduleur.
Des connecteurs débrochables seront utilisés au niveau des modules photovoltaïques, onduleurs…
Ces connecteurs devront être conformes à la norme NF EN 50521. Pour garantir la qualité de la connexion et
limiter les risques d’arc électrique pouvant créer des incendies, chaque couple de connecteur mâle femelle à
assembler doit être de même type et de même marque.
Les connecteurs doivent être spécifiés pour le courant continu et doivent être dimensionnés pour des valeurs de
tensions et courants identiques ou supérieures à celles des câbles qui en sont équipés.
Une étiquette « ne pas déconnecter en charge » doit être fixée à proximité des connecteurs
Les connecteurs doivent :
- Assurer une protection contre les contacts directs ;
- Être de classe II ;
- Résister aux conditions extérieures (UV, humidité, température, …) (> IP55).
Les câbles de branches devront circuler :
- En extérieur sous chemins de câbles protégés et résistants aux UV,
- Et/ou en intérieur, sous fourreau ou gaine coupe-feu, fixés aux différents supports (pannes, chevrons,
murs, …)
Selon les possibilités offertes par chaque site.
Le cheminement des câbles CC en intérieur devra se limiter aux combles si possibles.
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Les chemins de câble seront pourvus de plaques signalétiques fixées tous les 3 mètres linéaires.
La configuration présentée dans le CCTP présente un câblage direct entre modules et coffrets de coupure DC.
Cependant, l’entreprise peut proposer la mise en place de boîtes de jonction complémentaires.
Dans ce cas, les branches de modules seront raccordées individuellement aux boîtiers de jonction (BJ), qui assurent
la mise en parallèle de ces branches, le sectionnement par branche et la protection foudre par la mise en place
d’un parafoudre bipolaire de type 2 avec sectionnement amont sur le câble de départ.
La séparation des branches entre elles est permise par un dispositif de sectionnement.
Les câbles à utiliser entre les modules et les coffrets seront de type monobrins, en cuivre.
Les coffrets DC seront implantés sur le parcours modules-onduleurs en extérieur (si possible).
Ce parcours devra être le plus direct et court possible et le boîtier devra être aisément accessible aux techniciens
d'intervention.
5.12. Mise à la terre et liaison équipotentielle
Les structures métalliques de support des modules, les châssis des modules ainsi que les chemins de câbles
métalliques seront reliés à une liaison équipotentielle, elle-même reliée à la barrette générale de terre de
l’installation.
Les liaisons équipotentielles en toiture seront réalisées en cuivre isolé de 6mm² vert-jaune. Des dispositifs de
connexion adaptés (bimétal, acier inox ou équivalent suivant préconisations du fabricant) seront utilisés pour
relier les cadres des modules et la structure d’intégration à la liaison équipotentielle, afin d’éviter tout contact
direct entre le cuivre et l’aluminium.
Les câbles CC et liaisons d’équipotentialité devront cheminer côte à côte afin de limiter les surfaces de boucles.
(Cf. schémas de câblage présentés au paragraphe 5.9).
Un conducteur général d’équipotentialité (en cuivre nu 25 mm² OU conducteur équipotentiel d’une section
suffisante) qui cheminera le long du chemin de câble, reprendra les liaisons d’équipotentialité des structures et
des modules.
L’entreprise devra la continuité de ces conducteurs d’équipotentialité jusqu’à la barrette générale de terre du
TDGS interconnectée à la terre existante sur le site. Une barrette de mesure de terre sera installée dans le TDGS.
Les terres et masses devant être raccordées à la barrette de terre devront l’être par un dispositif individuel.
En cas d'existence d'un paratonnerre en toiture, la terre commune au système photovoltaïque sera
interconnectée avec la descente du paratonnerre.
5.13. Coffrets de sectionnement et raccordement
5.13.1. Coffret DC en toiture
Dans la mesure du possible, une première série de coffrets DC sera installée à proximité des modules, si possible
en extérieur, sinon dans les combles, juste à la pénétration des câbles DC en intérieur, afin d’assurer une coupure
au plus près des modules et optimiser le nombre de câbles CC pénétrant dans le local onduleur.
Les coffrets DC respecteront les dispositions suivantes :
- Choix d’une enveloppe non propagatrice de flamme,
- Protection minimale IP 55,
- Ouverture possible seulement à l’aide d’un outil,
- Séparation des bornes positives et négatives avec une isolation appropriée,
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- Disposition des bornes de telle sorte que les risques de courts circuits durant l’installation ou la
maintenance soient improbables.
La séparation des branches entre elles est permise par un dispositif de sectionnement.
Un parafoudre bipolaire avec dérivation à la terre devra assurer la protection contre les surtensions d'origine
atmosphérique sur chaque branche. De plus, ces parafoudres devront être équipés d'un dispositif de protection
en fin de vie, assurant la déconnexion du parafoudre en cas de défaut (cf C15-712-1). Ces dispositifs peuvent être
:
- Soit incorporés au parafoudre (déconnecteurs) ;
- Soit installés en série avec le parafoudre (fusibles ou disjoncteurs);
- Soit une combinaison des deux précédents systèmes.
Le système choisi devra être dimensionné pour fonctionner quel que soit le courant produit par les modules.
Dans le cas où le nombre de branches par coffret est supérieur à 2, les branches devront être protégées par un
fusible DC avec voyant de défaut en série sur chaque polarité de chaque branche. Le calibre des fusibles devra
être calculé de la sorte : son courant assigné IN devra être supérieur à 1,4 IscSTC et inférieur au minimum des 2
valeurs : le courant inverse maximum IRM et 2 IscSTC, selon la règle de calcul du guide UTE C15-712-1.
Ces coffrets seront ainsi équipés pour chaque branche des composants suivants :
- Un dispositif de protection (fusible) contre les surintensités par branche et par polarité (suivant le
courant admissible par le module photovoltaïque retenu),
- Un Interrupteur sectionneur bipolaire DC, associé à une bobine à émission pour coupure d'urgence
(tous ces interrupteurs-sectionneurs seront activables à distance via la coupure d’urgence),
- Un parafoudre DC (y compris sectionneur) (un par phase du câble de groupe PV) avec dispositif de
déconnexion et de protection externe en fin de vie et dérivation à la terre ;
- Un bornier de mise à la terre.
Les câbles à utiliser entre les modules et les coffrets seront de type monobrins, en cuivre.
Les coffrets DC seront implantés sur le parcours modules-onduleurs en extérieur (si possible).
Ce parcours devra être le plus direct et court possible et le boîtier devra être aisément accessible aux techniciens
d'intervention.
Un système intelligent de fixation des boîtes de jonction devra être trouvé.
Les fonctions de commande, de sectionnement et de protection des circuits électriques seront conformes aux
règles de la NF C-15 100, et telles que précisées dans les Spécifications ERD rédigées sous la responsabilité
conjointe de l'ADEME, d'EDF et des professionnels.
Les entrées et sorties de câbles se feront par presse-étoupe ou connecteur châssis situés en dessous des coffrets,
avec câblage en « goutte d’eau ». Les coffrets devront être installés à une hauteur de 100 cm minimale du sol.
L'installateur veillera à ce que la fixation et le câblage de tous les boîtiers ne rompent pas leur étanchéité.
On veillera à ce que les différents passe-câbles respectent l’étanchéité des boîtiers vis à vis des insectes.
Les liaisons coffrets CC à onduleurs seront de section maximum 6 mm² (une ou plusieurs branches). Dans un
souci d’exploitation et de maintenance, tous les câbles (hormis les conducteurs de terre) seront repérés par
un dispositif durable – étiquette gravée tenue par collier (les systèmes à encre sont exclus).
Le repérage proposé est le suivant : « N° onduleur / N° de la chaine / Polarité ».
Un coffret de sectionnement est le siège de tensions et de courants élevés, raison pour laquelle des exigences
particulières sont requises des composants mis en œuvre.
Par exemple, le parafoudre correspondant au pôle positif ne doit pas être au voisinage immédiat du parafoudre
du pôle négatif. Les boucles induites ne seront pas acceptées. Un schéma d’implantation des coffrets devra être
validé par le maître d’œuvre avant la pose.
5.13.2. Raccordement branche de modules et Coffrets DC
Les branches de modules seront raccordées individuellement aux coffrets de sectionnement DC, qui assurent la
mise en parallèle de ces branches, le sectionnement par branche et la protection foudre.
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Les câbles DC devront circuler :
- En extérieur sous chemins de câbles protégés et résistants aux UV, Chemin de câbles CC
protégé par capots et isolé, fixé aux différents supports (fixation murale ou pose en
toiture-terrasse), jusqu'aux onduleurs, type fil ou dalle, galvanisé à chaud si acier ;
- Et/ou en intérieur, sous fourreau ou gaine coupe-feu, fixés aux différents supports
(pannes, chevrons, murs, …)
Selon les possibilités offertes par chaque site.
Le cheminement des câbles CC en intérieur devra se limiter aux combles si possible.
En intérieur, les câbles DC devront être isolés de l’établissement ERP par une protection coupe-feu d’à minima
30 minutes et de degré coupe-feu au moins égal au degré de stabilité du bâtiment.
Lorsque les câbles circuleront en zone accessible au public ; ils chemineront en gaine technique coupe-feu 1h.
(Préconisations SDIS).
Les chemins de câble seront pourvus de plaques signalétiques fixées tous les 3 mètres linéaires.
Le détail des fixations sera proposé par l’entreprise et validé par le maître d’œuvre et d’ouvrage.
Le chemin de câble, ou la goulotte devra être capoté et le capot fixé par un dispositif à clef ou à vis, uniquement
démontable à l’aide d’un outil, ou d’une clef.
Le chemin de câble devra être type métallique et nécessitera une mise à la terre dédiée. Les dispositifs de chemin
de câbles sans mise à la terre ne seront pas acceptés
Le câblage à l’intérieur de ces boîtes devra être réalisé de manière à éviter les boucles induites.
Les câbles reliant les appareillages aux modules seront dimensionnés en fonction de leur puissance et de la
longueur du câble correspondant.
Tous les percements nécessaires devront être rebouchés, les passages de câbles devant être protégés par des
gaines lors des traversées de parois et angles droits. Les tenues au feu éventuelles ne devront pas être
modifiées par les percements.
5.13.3. Coffret DC dans le local onduleur
Si nécessaire, une deuxième série de coffrets DC sera prévue dans l’armoire onduleur, afin d’assurer une
protection au plus près des onduleurs et garantir des sections de câbles compatibles avec les entrées des
onduleurs.
Ces coffrets DC respecteront scrupuleusement les mêmes dispositions que celles indiquées en 5.12.A) pour les
coffrets DC au plus près des modules.
Les chaînes photovoltaïques étant situées à plus de 10 mètres de l’onduleur, le niveau de protection Up du
parafoudre localisé à proximité de l’onduleur devra être inférieur à 40% de la tension de tenue aux chocs du
champ photovoltaïque pour éviter si besoin la mise en place d’un second parafoudre à proximité des chaînes.
5.13.4. Raccordement Coffrets DC en toiture et coffrets DC dans le local onduleur (le cas échéant)
En extérieur, le chemin de câble, ou la goulotte devra être capoté et le capot fixé par un dispositif à clef ou à vis,
uniquement démontable à l’aide d’un outil, ou d’une clef. Le
Les chemins de câble seront pourvus de plaques signalétiques fixées tous les 3 mètres linéaires.
Une solution pérenne et esthétique (s’intégrant à la façade du bâtiment) devra être proposée par l’entreprise.
La pénétration des câbles DC se fera au droit de l’armoire électrique, via une crosse étanchée ou presse-étoupe.
Dans l’armoire électrique, les câbles chemineront sur chemin de câbles capotés et distinctement identifiés
comme une canalisation où circule un courant continu non protégé (plaques signalétiques fixées tous les 3
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mètres linéaires). Les chemins de câbles seront fixés aux parois de l’armoire, en façade du bâtiment ou sur la
platine, via la visserie appropriée.
La circulation des câbles DC et AC dans l’armoire électrique se fera sur des cheminements distincts et
suffisamment identifiés.
Les câbles reliant ces coffrets seront dimensionnés en fonction de leur puissance et de la longueur du câble
correspondant.
Tous les percements nécessaires devront être rebouchés, les passages de câbles devant être protégés par des
gaines lors des traversées de parois et angles droits. Les tenues au feu éventuelles ne devront pas être
modifiées par les percements.
5.13.5. Raccordement Coffrets DC et Onduleurs
Les liaisons CC en provenance des coffrets DC seront dimensionnées de sorte à réaliser l’objectif de chute de
tension moyenne de 1.5% à IscSTC sur l’ensemble de la liaison module – onduleur.
Dans un souci d’exploitation et de maintenance, tous les câbles (hormis les conducteurs de terre) seront
repérés par un dispositif durable du type étiquette gravée (les systèmes à encre sont à exclure, tout comme les
dimo) tenue par collier.
- Le repérage CC proposé est le suivant : « N° onduleur-coffrets DC/ N° de la chaine / Polarité ».
- Le repérage CA proposé est le suivant : « N° onduleur / N° phase ».
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5.14. Armoire électrique / onduleurs
Cette armoire sera équipée de ventelles ou de 4 bouches d’aération permettant la ventilation du local.
Des presse-étoupes seront à prévoir pour les passages des différents câbles : D.C, AC, courant faible
(communication, repart A.U, …).
La fourniture et la pose d'un extincteur à CO2 spécifique aux locaux électriques est également à la charge de
l'Entreprise.
Cette armoire pourra être une solution industrielle du commerce ou réalisée sur mesure.
5.15. Onduleurs
L’emplacement à privilégier pour les onduleurs est en extérieur, installés dans un abri fermé et protégé.
Cet abri sera ventilé, placé en toiture ou au pied de chaque bâtiment. Une attention particulière sera accordée à
leur emplacement, certains modèles d’onduleurs pouvant générer du bruit via leur ventilateur (à éloigner des
habitations et des fenêtres).
Le titulaire des travaux aura à sa charge la réalisation d’une dalle béton support du shelter.
Les onduleurs pourront se situer dans un local technique existant à l’intérieur des bâtiments à la condition de
respecter les conditions définies dans le document en annexe concernant les exigences du SDIS (éviter
notamment de faire circuler du courant continu dans les bâtiments).
Il est également
Cet abri sera verrouillé et portera l’indication « Local photovoltaïque – Présence de deux sources de tension –
Photovoltaïque et Réseau Public de distribution / Isoler les deux sources avant toute intervention ».
Une simple casquette de protection (en pied de bâtiment) ne suffira pas.
Exemple d’abri en pied de bâtiment
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Exemple d’abri en toiture
L’onduleur, ainsi que tous les organes de coupure/protection, seront
installés dans une armoire électrique, ventilée, placée dans l’idéal en
toiture (pour les toitures terrasses), ou au pied de chaque bâtiment
(notamment pour les couvertures en tuiles).
Cette armoire sera équipée de :
- Un coffret de protection Courant Continu,
- Un Onduleur triphasé,
- Un coffret de protection Courant Alternatif (ou TDGS).
Cette armoire sera verrouillée et portera l’indication « Local photovoltaïque – Présence de deux sources de
tension – Photovoltaïque et Réseau Public de distribution / Isoler les deux sources avant toute intervention ».
Les chemins de câble seront pourvus de plaques signalétiques fixées tous les 3 mètres linéaires.
Une crosse étanchée ou presse-étoupe pourra permettre le passage des réseaux de la toiture à l’armoire.
Les onduleurs seront fixés sur des platines prévues à cet effet, via les systèmes de fixation et visseries
appropriées : les distances minimales imposées par les fabricants (distances onduleur-onduleur / onduleur-
parois / onduleur-plancher) devront être respectées. Les dimensions du local proposées dans le présent cahier
des charges constituent une base : ces dimensions pourront être ajustées en fonction des équipements envisagés
par le soumissionnaire. Le local devra présenter les moyens de ventilation nécessaire en fonction de la puissance
onduleur installée afin d’éviter tout augmentation de la température pouvant nuire aux rendements de ceux-ci.
NB : Les armoires ou coffrets contenant des parties actives accessibles doivent être fermés soit au moyen d’une
clef, soit au moyen d’un outil.
5.15.1. Onduleurs avec optimiseur de puissance
Les onduleurs délivreront une onde sinusoïdale, seront destinés au raccordement au réseau et seront conformes,
en matière de qualité de signal et de sécurité de découplage automatique, à la norme EN-50549-1 - 2 et à la
conformité du réglage aux exigences VFR2014.
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Afin de s’adapter aux configurations de chaque site, les puissances suivantes seront chiffrées : 15kVA, 17kVA,
20kVA, 25kVA, 30 kVA, 33.3 kVA, 40kVA, 66.6 kVA, 90kVA, 100kVA.
A titre informatif, la Collectivité européenne d’Alsace a déployé principalement des onduleurs de la marque
SOLAREDGE sur son parc PV.
5.15.2. Onduleurs de chaine
Les onduleurs délivreront une onde sinusoïdale, seront destinés au raccordement au réseau et seront conformes,
en matière de qualité de signal et de sécurité de découplage automatique, à la norme EN-50549-1 – 2 et à la
conformité du réglage aux exigences VFR2014.
Afin de s’adapter aux configurations de chaque site, les puissances suivantes seront chiffrées, au kVA, selon 5
gammes :
- Onduleurs de chaines entre 15 et 29 kVA inclut
- Onduleurs de chaines entre 30 et 44 kVA inclut
- Onduleurs de chaines entre 45 et 70 kVA inclut
- Onduleurs de chaines entre 71 et 110 kVA inclut
- Onduleurs de chaines entre 111 et 150 kVA inclut
Les onduleurs étant placés en extérieur, ils devront bénéficier d’une protection minimale IP 65.
Les onduleurs devront être installés en priorité dans un shelter, en extérieur. Ces derniers devront être protégés
des intempéries (shelter) et limiter au maximum les nuisances sonores vis-à-vis de l’environnement proche.
Si l’implantation des onduleurs en extérieur n’est pas idéale, les onduleurs pourront être mis en place en
intérieur. Ce local devra être isolé aux normes CF (degré coupe-feu égal au degré de stabilité au feu du bâtiment,
avec un minimum de 30 minutes), et sera doté d’une ventilation haute et basse (grille clapet CF).
Tous les carottages permettant d’accéder au local onduleurs en intérieur seront à la charge du titulaire des
travaux.
Leur installation devra permettre les ruissellements et éviter la stagnation d’eau et poussière.
Leur fixation est à la charge du présent lot. Ils devront être installés en respectant les critères indiqués dans les
manuels du fabricant.
EQUILIBRAGE DES PHASES
Le raccordement au TGBT de chaque site se fera en triphasé.
5.15.3. Micro-onduleurs
Les micro-onduleurs délivreront une onde sinusoïdale, seront destinés et seront conformes, en matière de
qualité de signal et de sécurité aux normes AS 4777.2, RCM, IEC/EN 61000-6-3, IEC/EN 62109-1, IEC/EN 62109-
2.
La conformité vis-à-vis de la norme EN-50549-1 - 2 sera assurée par le biais de protections de découplage (50Hz)
avec détection d’injection. Ces protections de découplage seront à prévoir sur chaque chaine de modules
monophasées.
5.16. Tableau Divisionnaire Général Solaire et Raccordements
5.16.1. TDGS
Le TDGS sera installé dans l’armoire électrique.
L'ensemble des composants assurant l’arrivée, le regroupement et le comptage de l’énergie courant alternatif
sera regroupé dans un coffret (tableau divisionnaire du générateur solaire : TDGS) IP55 minimum, fermant à clé
(ouverture possible seulement à l’aide d’un outil), avec enveloppe non-propagatrice de flamme et comprenant :
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- Les connexions ;
- 1 disjoncteur 400V / différentiel 300 mA « sortie onduleur » ;
- 1 interrupteur-sectionneur général AC ;
- 1 parafoudre AC de type 2, omnipolaire, avec dispositif de protection en fin de vie et dérivation à la
terre, choisi et mis en œuvre conformément au guide UTE C 15 712-1 ;
- 1 dispositif de coupure d'urgence avec bouton poussoir apparent (de manière à être accessible de
l'extérieur du coffret) et associé à une bobine à émission pour coupure d'urgence ;
- Un bornier de mise à la terre, à connecter avec la terre du bâtiment.
Les fonctions de commande, de sectionnement et de protection des circuits électriques seront conformes aux
règles de la NF C-15 100, et telles que précisées dans les Spécifications ERD rédigées sous la responsabilité
conjointe de l'ADEME, d'EDF et des professionnels.
Les entrées et sorties de câbles se feront par presse-étoupe situés en dessous du coffret TDGS, avec câblage en
« goutte d’eau ». Le TDGS devra être installé à une hauteur de 100 cm minimale du sol.
L'installateur veillera à ce que la fixation et le câblage de tous les boîtiers ne rompent pas leur étanchéité.
On veillera à ce que les différents passe-câbles respectent l’étanchéité des boîtiers vis à vis des insectes.
Apparaîtra en façade un voyant rouge de présence tension réseau. Ce voyant doit rester allumé dès que la
tension présente en sortie onduleur dépasse 100 V : il préviendra ainsi de toute défaillance totale ou partielle
des automatismes de déconnexion.
Les bornes de raccordement des câbles seront clairement repérées à l'aide d'étiquettes gravées et serties. Les
étiquettes de papier collées seront refusées. Les schémas électriques devront être placés dans le coffret.
Les câbles reliant les onduleurs au TDGS seront en cuivre et dimensionnés en fonction de leur puissance et de la
longueur du câble correspondant.
La chute de tension maximale autorisée entre le point d’injection (TGBT de chaque site) et les bornes AC des
onduleurs est de 3% (1% recommandé) à puissance nominale des onduleurs.
5.16.2. Raccordements
Les câbles chemineront en extérieur (en façade et sous les débords de toiture) et en intérieur (par les faux
plafonds) dans des chemins de câbles ou goulottes capotés et sous fourreau, en tranchée à réaliser. Ces
cheminements seront suffisamment identifiés.
Le détail des fixations sera proposé par l’entreprise et validé par le maître d’œuvre et d’ouvrage.
Le chemin de câble, ou la goulotte, cheminant en extérieur devra être capoté et le capot fixé par un dispositif à
clef ou à vis, uniquement démontable à l’aide d’un outil, ou d’une clef.
Tous les percements nécessaires devront être rebouchés, les passages de câbles devant être protégés par des
gaines lors des traversées de parois et angles droits. Les tenues au feu éventuelles ne devront pas être
modifiées par les percements.
Dans un souci d’exploitation et de maintenance, tous les câbles (hormis les conducteurs de terre) seront
repérés par un dispositif durable du type étiquette gravée (les systèmes à encre sont à exclure, dimo également
exclue) tenue par collier.
- Le repérage CA proposé est le suivant : « N° onduleur / N° phase ».
5.17. Raccordement au TGBT
Un câble 3P+N de capacité adaptée, en cuivre, de section à déterminer en fonction de la puissance des onduleurs
selon la règle de calcul de la NF C 15-100 V (Terre de section identique jusqu’à section active 25 mm²). – de
manière à limiter la chute de tension sur cette liaison à 1% en fonctionnement maximal – sera à fournir et à poser
entre le coffret TDGS et le point d’injection de chaque site.
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5.17.1. Travaux de Raccordement à prévoir avec le Gestionnaire de Réseau de Distribution
Le détail des travaux de raccordement envisagés par le Gestionnaire de Réseau de Distribution seront précisés
une fois les demandes de raccordement réalisées. Ces demandes seront réalisées par le maitre d’œuvre.
5.18. Signalisation et sécurité
Pour des raisons de sécurité à l’attention des différents intervenants (chargés de maintenances, contrôleurs,
exploitant du réseau public de distribution, services de secours), il est impératif de signaler le danger lié à la
présence de deux sources de tension (photovoltaïque et réseau public de distribution) sur le site. Pour cela :
Pour cela, une étiquette portant les mentions :
□ « Attention : présence de deux sources de tension - Photovoltaïque et
Réseau public de distribution »
□ Isoler les deux sources avant toute intervention »
doit être installée à proximité des onduleurs.
Les étiquettes réglementaires suivantes devront également être présentes à
différents niveaux de l’installation photovoltaïque :
□ Une étiquette de signalisation située à proximité du dispositif assurant la
limite de concession en soutirage : AGCP (puissance limitée) ou
interrupteur-sectionneur à coupure visible (puissance surveillée).
□ Une étiquette de signalisation située à proximité du dispositif assurant la
limite de concession en injection : AGCP (puissance limitée) ou
l’interrupteur-sectionneur (puissance surveillée)
□ Une étiquette portant la mention « Attention, câbles courant continu
sous tension » :
o Sur la face avant des boites de jonction ;
o Sur la face avant des coffrets DC ;
o Sur les extrémités des canalisations DC. à minima.
□ Une étiquette portant la mention « Ne pas manœuvrer en charge » :
o À l’intérieur des boîtes de jonction et coffrets DC ;
o à proximité des sectionneurs-fusibles, parafoudres débrochables.
Les documents sous pochette étanche (schéma électrique et d’implantation des composants de l’installation
photovoltaïque avec coordonnées de l’exploitant) seront disposés sur la porte de l’armoire électrique.
Nota : En cas d’intervention du personnel de secours du bâtiment, il est important que celui-ci soit informé de :
- L’emplacement des disjoncteurs de branchement (injection et soutirage) permettant la coupure
générale des circuits courant alternatif,
- La présence de tension dangereuses en journée sur les circuits de l’installation électrique à courant
continu, même après avoir manœuvré le disjoncteur de branchement d’injection ou le sectionneur ou
interrupteur/sectionneur du ou des onduleurs coté installation à courant alternatif.
5.19. Matériel supervision
La CEA dispose d’une supervision générale pour tous ses sites (EPICES Energie). Pour assurer le télésuivi des
nouvelles installations photovoltaïques, il convient de prévoir un câble de communication RJ45 entre les
onduleurs et la baie de brassage la plus proche.
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5.20. Arrêt d’urgence
La commande (Report AU) actionnant les interrupteurs-sectionneurs bipolaires de chaque coffret de coupure
DC en toiture, ainsi que le dispositif de coupure du TDGS sera disposée à côté de l’AU général du site.
Pour les ERP, un arrêt d’urgence sera prévu sur le coffret TDGS, avec un report au niveau de l’accueil de chaque
site. Cet arrêt d’urgence, utile aux pompiers en cas d’incendie, pilotera la coupure générale AC de l’installation,
avec :
- D’une part, le circuit alternatif de la production photovoltaïque (coupure simultanée des onduleurs),
- D’autre part, les interrupteurs sectionneurs présents dans les coffrets DC en toiture.
Un câble de liaison cheminera dans les faux-plafonds ainsi que dans la gaine technique des communs, sur le
chemin de câble courant faible. Ces câbles devront circuler dans une goulotte dédiée, résistante aux UV, si
passage en extérieur.
Tous les percements nécessaires devront être rebouchés, les passages de câbles devant être protégés par des
gaines lors des traversées de parois et angles droits. Les tenues au feu éventuelles ne devront pas être
modifiées par les percements. Si besoin, un rebouchage des percements devra être réalisé pour assurer le
degré coupe-feu (mousse CF ou plâtre).
Au niveau du report, il s'agira d'un bouton-poussoir coup de poing rouge, déverrouillable par clé, sous vitrage,
résistant au feu, avec plaque signalétique gravée indiquant "Arrêt d'urgence – installation photovoltaïque".
L'ensemble des bobines devront être câblées en parallèle, en câbles CR1-C1, sans halogènes, NFC 32-310,
isolation en élastomère résistant au feu et gaine thermoplastique résistant au feu. Elles devront être alimentées
depuis le TDGS.
Le dispositif de coupure d’urgence devra être à coupure omnipolaire et simultanée.
5.21. Réception
La réception sur site en fonction des prestations retenues comportera :
- Vérification du fonctionnement et des performances de l’installation,
- Vérification des automatismes de couplage - découplage au réseau,
- Vérification du respect des règles de l'art dans l'installation du matériel (protections et sécurité),
- Conformité avec les règles de raccordement au TGBT,
- L’obtention du CONSUEL y compris frais éventuels d’organismes de contrôle,
La réception des travaux sera prononcée si aucune observation défavorable n’a été formulée et si la totalité de
la documentation a été remise. Elle sera réalisée en présence, au minimum, du maître d’ouvrage, du maître
d’œuvre et d’un représentant de l’entreprise adjudicataire.
Un procès-verbal de réception sera signé par l’ensemble des parties à l’issue de cette livraison.
La réception se fera avant la mise en service.
5.22. Garanties
5.22.1. Matériel
Les durées de garantie minimales pour les matériels seront de :
- Onduleurs : 5 ans minimum, une extension de garantie à 20 ans devra être proposée
- Modules photovoltaïques :
o Garantie matérielle et tenue mécanique : 10 ans minimum,
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o Garantie de 20 ans sur 80% de la puissance nominale,
o Garantie de 10 ans sur 90% de la puissance nominale,
- Tous autres composants : 2 ans minimum.
L’entreprise devra présenter des certificats de garanties et justifier que ces garanties sont couvertes,
nominativement pour le présent chantier et pour la puissance installée, par l’assurance du (ou des) fabricants,
y compris en cas de dépôt de bilan du (ou des) fabricants.
Les garanties devront obligatoirement être portées (ou relayées) par une compagnie d’assurance représentée
en France.
Au titre de la garantie, l'entreprise devra la réparation, et éventuellement le remplacement (pose), gratuit de
tout ou partie du matériel qui, au cours du délai de garantie serait reconnu défectueux hors incident (vol, foudre,
vandalisme...).
Les déplacements engendrés par la réparation ou le remplacement seront à la charge de l'entreprise.
Les défauts constatés survenus seront notifiés à l’entreprise pour qu’elle puisse entreprendre les réparations
dans un délai de 4 jours maximum. Passé ce délai, le maître d'ouvrage pourra faire procéder d'office et aux frais
de l’entreprise, aux réparations nécessaires sans préjudice des dommages et intérêts qui lui seraient réclamés si
le défaut de réparation causait un accident ou un préjudice.
5.23. Maintenance des équipements de l’installation
L'entreprise fournira une proposition de contrat d’entretien et de maintenance des installations photovoltaïques
qu’elle aura réalisées. Le contrat de maintenance doit être chiffré pour une durée de 1 an.
Ces opérations, par leur technicité et le danger inhérent à la manipulation de l’installation photovoltaïque, seront
effectuées par des professionnels compétents. Les dispositions décrites dans la partie « Sécurité sur chantier »
du présent document seront respectées.
5.23.1. Maintenance Préventive
Il sera prévu une visite par an comprenant :
□ Vérification visuelle en extérieur :
o État des modules photovoltaïques (éventuelles décolorations, bris de vitre, traces, salissures…),
o Absence de nouveaux masques et ombres portées (végétation, nouveaux bâtiments…),
o État du système de montage et des fixations,
o État des chemins d’évacuation d’eau de pluie, le cas échéant,
o Entretien de la toiture terrasse le cas échéant avec désherbage, arrachage de jeunes pousse
éventuelles, évacuation de feuilles et déchets divers…
□ Vérification en sous-face des modules (si accessible) :
o État visuel du système de montage et des fixations,
o État des chemins d’évacuation d’eau résiduelle ou de condensation, le cas échéant,
o Ventilation en sous-face des modules photovoltaïques,
o État visuel des câbles, des connexions (resserrage si besoin) et des boîtiers de raccordement,
o Vérification des liaisons équipotentielles.
□ Vérification des équipements électriques (dans l’armoire électrique) :
o Vérification et dépoussiérage des tableaux électriques, resserrage des bornes ;
o Contrôle des fusibles, disjoncteurs, parafoudres, boîtes de jonction ;
o Vérification de l’état de l’onduleur ;
o Vérification de la bonne ventilation du local onduleur, le cas échéant,
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o Vérification du fonctionnement de chaque onduleur avec consignation de la production
instantanée et de la production cumulée ainsi que de la date et de l’heure du contrôle.
o Vérification des câblages DC,
o Contrôle des branches AC et DC de chaque onduleur,
o Vérification du couplage/découplage suivant VDE 0126-1-1 au réseau,
o Vérification des boitiers CC, et du TDGS : état des parafoudres, borniers, protections
surintensités,
o Vérification de l’ensemble des appareillages électriques,
o Vérification des fixations des onduleurs, coffrets et armoires, chemins de câbles,
□ Compteurs d’injection :
o Consignation de la valeur de la production.
□ Rédaction d’un rapport de visite contenant les données suivantes :
o Les vérifications et contrôles effectués,
o Le relevé du cumul de la production pour chaque onduleur et le relevé du compteur de
production (comptage du Gestionnaire de Réseau de Distribution),
o Toutes remarques utiles.
La maintenance annuelle inclut la fourniture du petit matériel (liaisons électriques de moins de 10 m, protections
électriques, colliers de fixation…) en dehors de celui couvert par la garantie.
Un rapport d’intervention sera établi, sous un délai d’un mois, après chacune de ces visites. Un exemplaire de ce
rapport ainsi qu’un extrait du cahier des opérations de maintenance seront remis au Maître d’Ouvrage
photovoltaïque. Il précisera l’ensemble des opérations effectuées lors de ces visites.
5.23.2. Maintenance Curative :
Un système de télésuivi permettra au maître d’ouvrage de suivre à distance les performances de l'installation
photovoltaïque. En cas de problème détecté la CEA contactera l'entreprise chargée de la maintenance de
l'installation.
La prestation de télésuivi n’est pas incluse dans le présent marché.
En cas de besoin, il sera demandé à l’entreprise de maintenance d'intervenir sur site en moins de 48h pour
détecter la cause du problème. Si possible le défaut doit être corrigé pendant cette intervention. Le coût du
matériel (hors garantie) nécessaire à cette correction de défaut sera facturé au Maître d’Ouvrage
photovoltaïque.
Dans tous les cas, suite à cette visite l'entreprise de maintenance doit écrire un rapport sur la cause du problème.
Au cas où la panne n’a pas pu être corrigée lors de cette visite, l’entreprise devra proposer des solutions chiffrées
pour la résoudre et remettre en marche l'installation photovoltaïque.
Le coût d'une telle intervention sur site doit être établi à l'avance dans le contrat de maintenance sous la forme
d'un forfait.
L'entreprise de maintenance est aussi tenue de faire appliquer en cas de besoin les garanties données par les
fournisseurs pour les différents équipements de l'installation photovoltaïque :
Un rapport d’intervention sera établi, sous un délai d’une semaine, après chacune de ces visites et un exemplaire
sera remis au Maître d’Ouvrage photovoltaïque. Il précisera notamment :
- les anomalies constatées,
- les causes probables,
- les actions de maintenance curatives réalisées.
5.23.3. Rémunération des prestations de maintenance.
Les prestations de maintenance seront rémunérées sur les bases suivantes :
- Forfait annuel pour la maintenance annuelle,
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- Facturation après chaque intervention, sur la base de prix unitaires acceptés au préalable par le
Client.
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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.