Cahier des Clauses Techniques Particulières (C.C.T.P.)smem.fr/IMG/pdf/CCTP_-_Specifications_generales_communes_aux_3... · EN 50272-2 (Règles de ... Habitabilité de l’ouvrage

MAITRE D’OUVRAGE : SMEM Centre d’affaire AGORA ZAC L’Etang Z’abricot 97 206 Fort-de-France Cedex

ADRESSE DU CHANTIER :

Habitation Belle Vue BP47

97 240 Le François

LOT unique

Electrification par générateur photovoltaïque autonome d’un site isolé au François

Habitation TOTO

MARTINIQUE

Cahier des Clauses Techniques Particulières

(C.C.T.P.)

1ERE PARTIE SPECIFICATIONS GENERALES

NOM DE L’ENTREPRISE CANDIDATE : Rédaction TRANSENERGIE CARAIBES Quartier Usine Soudon 97232 Le Lamentin

Tél : 0596 71 66 24 Mob : 0696 23 44 80 Fax : 0596 71 74 91 E-mail : [email protected]

Document n° M304-R0116/13/AA

CCTP - LOT unique : Electrification par générateur photovoltaïque autonome d’un site isolé au François – Habitation TOTO Référence TREC : M304-R0116/13/AA

Maître d’Ouvrage : SMEM juin 2013

ETABLI PAR TRANSENERGIE CARAIBES - PAGE 2 / 30

SOMMAIRE

SECTION 1 : SPECIFICATIONS GENERALES ............................................................. 4

1 DOMAINE D’APPLICATION ............................................................................................................... 4

2 LIMITES DE PRESTATION ................................................................................................................ 4

3 CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT ............................................................................................. 4

4 QUALIFICATION DES EQUIPEMENTS ............................................................................................. 4

5 SPECIFICATIONS TECHNIQUES ...................................................................................................... 4

6 CHAMP PHOTOVOLTAÏQUE ............................................................................................................. 6

6.1 Modules photovoltaïques ................................................................................................................................... 6 6.2 Structures ........................................................................................................................................................... 7 6.3 Interconnexion des modules .............................................................................................................................. 8 6.4 Implantation du champ photovoltaïque ............................................................................................................... 9 6.5 Enclos autour du champ photovoltaïque au sol .................................................................................................. 9 6.6 Dispositions pour éviter la présence de végétation au niveau du champ photovoltaïque posé au sol ............. 10

7 BATTERIE D’ACCUMULATEURS .................................................................................................... 10

7.1 Eléments de batterie ........................................................................................................................................ 10 7.2 Coffre à batterie ou local technique .................................................................................................................. 11

8 LOCAL TECHNIQUE ........................................................................................................................ 12

8.1 Accessoires mis à disposition dans le local technique ..................................................................................... 14

9 SYSTEME DE GESTION DE L’ENERGIE COURANT CONTINU – TABLEAU GENERAL COURANT CONTINU (TG CC) ........................................................................................................ 14

9.1 Généralités sur les systèmes de gestion de l’énergie courant continu ............................................................. 14 9.2 Acquisition et transmission de données ........................................................................................................... 16 9.3 Visualisation de l’état du système .................................................................................................................... 17

10 TABLEAU GENERAL COURANT ALTERNATIF (TG CA) ............................................................... 17

11 ONDULEUR ...................................................................................................................................... 17

12 CHARGEUR ...................................................................................................................................... 18

13 CONVERTISSEUR CC-CC ............................................................................................................... 19

14 SOURCES ANNEXES D’ENERGIE .................................................................................................. 19

15 CABLAGE ELECTRIQUE ................................................................................................................. 19

16 PROTECTION ELECTRIQUE ........................................................................................................... 22

16.1 Rappels ............................................................................................................................................................ 22 16.2 Protection contre les contacts directs ............................................................................................................... 22 16.3 Protection contre les contacts indirects ............................................................................................................ 22 16.4 Protection contre les surintensités .................................................................................................................... 23 16.5 Protection contre les surtensions d’origine atmosphérique .............................................................................. 24 16.6 Sectionnement – Coupure ................................................................................................................................ 25

17 INSTALLATION INTERIEURE .......................................................................................................... 25

17.1 Tableau de distribution ..................................................................................................................................... 25 17.2 Distribution électrique intérieure ....................................................................................................................... 26

18 EQUIPEMENTS DOMESTIQUES .................................................................................................... 26

SECTION 2 : PRESTATIONS DIVERSES .................................................................... 27

1 DOCUMENTATION ........................................................................................................................... 27

1.1 A la remise de l’offre ......................................................................................................................................... 27 1.2 Avant travaux ................................................................................................................................................... 27 1.3 Après travaux ................................................................................................................................................... 27




2 RECETTES – VISITES ..................................................................................................................... 28

2.1 Visite de piquetage ........................................................................................................................................... 28 2.2 Recette sur site et Procès-Verbal de réceptio, ................................................................................................. 28

3 GARANTIE ........................................................................................................................................ 29

4 PERFORMANCES ............................................................................................................................ 29




SECTION 1 : SPECIFICATIONS GENERALES

1 DOMAINE D’APPLICATION

Ce cahier rassemble les principales Spécifications Générales requises en matière de conception et d’exécution d'installation de systèmes photovoltaïques en site isolé pour atteindre un niveau minimal de qualité et satisfaire les prestations demandées dans la 2nde partie (Spécifications techniques particulières) du Cahier des Clauses Techniques Particulières (CCTP) du lot (site) considéré, notamment en matière de sécurité et de fiabilité.

2 LIMITES DE PRESTATION

L’entrepreneur doit assurer la fourniture et pose des éléments du générateur photovoltaïque sous concession EDF. Tous les travaux relatifs au réseau domestique ou hors concession sont à la charge du propriétaire et/ou de l’usager présent sur site. Les limites de concession (également limites de prestation) sont mentionnées dans le schéma électrique en annexe (schéma de principe du générateur photovoltaïque).

3 CONDITIONS DE FONCTIONNEMENT

Les équipements demandés sont généralement prévus pour être installés dans un lieu isolé ne disposant pas de personnel qualifié dans les domaines mécanique et électrique. Du matériel résistant, fiable, bénéficiant de solides références est donc demandé, tant pour les composants principaux que pour les accessoires de montage, afin de requérir la maintenance la plus réduite possible et de résister à la corrosion et aux dégradations à long terme. Les conditions d’environnement propres au site devront être prises en compte pour le choix des matériaux et matériels utilisés.

4 QUALIFICATION DES EQUIPEMENTS

La conception, les matériaux et la qualité de fabrication des équipements devront être en conformité avec les normes correspondantes nationales ou internationales les plus récentes. En outre, il y a lieu de se référer aux Directives d'Électrification Rurale Décentralisée (ADEME/EDF) dans sa version la plus récente:

■ Guide UTE C 57-305 - Juillet 2004 - DIRECTIVES GENERALES POUR L’UTILISATION DES ENERGIES RENOUVELABLES DANS l’ELECTRIFICATION RURALE DECENTRALISEE « Directives ERD ».

En règle générale, tous les matériels, matériaux et équipements seront soumis à l’agrément du maître d’œuvre. L’entreprise indiquera clairement l’origine précise des matériels et matériaux utilisés. Toutes les fournitures doivent être constituées de matériels neufs et de pièces neuves.

5 SPECIFICATIONS TECHNIQUES

L'installation des matériels et des équipements sera réalisée selon les règles de l'art et les spécifications données par les fabricants. 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 cyclones (vent, pluie, 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, déconnexion batterie ;

■ des usagers contre tout risque d'électrocution ou autre risque d'origine accidentelle,

en particulier dû à la batterie ou à l'onduleur ; ■ des bâtiments contre tout risque d'incendie accidentel dû à des défauts de

fonctionnement ou de protection de l'installation. L'installation des principaux composants est soumise au respect des normes et textes en vigueur en France :

■ la norme NF C 15-100 réglementant les installations électriques à basse tension dans sa version la plus récente ainsi que ses actualisations.

■ UTE C 57-305 - Juillet 2004 - DIRECTIVES GENERALES POUR L’UTILISATION DES ENERGIES RENOUVELABLES DANS l’ELECTRIFICATION RURALE DECENTRALISEE « Directives ERD ».

■ UTE C 57-300 (mai 1987) Paramètres descriptifs d’un système photovoltaïque. ■ UTE C 57-310 (octobre 1988) : transformation directe de l’énergie solaire en énergie

électrique, Système photovoltaïque de pompage, caractéristiques prévisionnelles. ■ UTE C 18 510 (novembre 1988, mise à jour 1991) : recueil d'instructions générales de

sécurité d'ordre électrique. ■ C 18 530 (mai 1990) : carnet de prescriptions de sécurité électrique destiné au

personnel habilité. ■ NF C 58-510 (janvier 1992) Batteries d’accumulateurs au plomb destinées au

stockage de l’énergie électrique d’origine photovoltaïque. ■ CEI 60896-11 (Batteries au plomb du type ouvert – Prescriptions générales et

méthodes d'essai) ; ■ CEI 61247 (Accumulateurs pour les systèmes photovoltaïques (SPV) – Exigences

générales et méthodes d'essais) ; ■ EN 50272-2 (Règles de sécurité pour les batteries et les installations de batteries). ■ NF EN 61173 (Février 1995) : Protection contre les surtensions des systèmes

photovoltaïques (PV) de production d'énergie ■ Norme U.T.E C 61 740-51 (octobre 2009) : Parafoudres connectés aux installations

de générateurs photovoltaïques, ■ CEI 60364-7-712 : Installations électriques dans le bâtiment – Partie 7-712 Règles

pour les installations et emplacements spéciaux – Alimentations photovoltaïques solaires (PV) (mai 2002)

■ NF C 17-100 (Décembre 1997) Protection contre la foudre – Installation de paratonnerres ■ NF C 17-102 (Juillet 1995) : Protection contre la foudre – Protection des structures et des

zones ouvertes contre la foudre par paratonnerre à dispositif d’amorçage tension ■ NF EN 61643-11(2002) Parafoudres basse tension connectés aux systèmes de distribution

basse tension – Prescriptions et essais, ■ Plus largement, toutes normes françaises P (bâtiment), C (électricité), documents

techniques unifiés (D.T.U.), documents du C.S.T.B., documents de l’U.T.E., recommandations techniques d’EDF,

■ Modules photovoltaïques au silicium cristallin : Certification IEC 61215 (délivrée par un laboratoire indépendant), et double certification IEC 61730-1 et IEC 61730-2 « Qualification pour la sûreté de fonctionnement des modules (PV) »,

et des textes réglementaires suivants :

■ le décret n° 88-1056 du 14 novembre 1988 et ses arrêtés pour la protection des travailleurs qui mettent en œuvre des courants électriques.

■ le 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 189, Application du décret 88-1056. ■ règles Neige et Vents

et du guide technique suivant :




■ guide de protection contre les effets de la foudre dans les installations faisant appel aux énergies renouvelables (guide diffusé par l'ADEME - 2001).

Dispositions réglementaires en matière d’intégration de modules photovoltaïques au bâtiment : cas de la surimposition

Aptitude à l’emploi des modules NF C 57-100, 101, 102, 103

CEI 61 215, 61 646

Sécurité des modules dans l’ouvrage

Stabilité

Neige, Vent, Actions combinées, Corrosion

CB 71 DTU P21-701, CM 66 DTU P22-701, DTU P22-702, DTU 59.1, NF A91-121, NF A91-201, NF A36-321

Sécurité des travailleurs et des personnes

Décret 65-48 du 8 Janvier 1965

Décret 88-1056 du 14 Novembre 1988

Décret 75-848 du 26 Août 1975

Risques électriques NF C 15-100

Feu Sécurité contre l’incendie : JO n° 1477, 1536, 1540, 1603

Chocs accidentels NF P01-012 (assimilation aux garde-corps)

Effraction Explosion Sauf prescriptions particulières

Habitabilité de l’ouvrage Étanchéité air-eau Référence à un classement homologué ou à des essais

DTU 40, 43, 65.12

Durabilité de l’ouvrage Entretien maintenance Notice fournie par le fabricant

DTU 40, 43, 65.12

Seules les principales normes ont été rappelées ci-dessus. Le fait que toutes les réglementations ne soient pas citées dans le présent document ne dispense en aucun cas les entreprises de s’y conformer. Les matériels fournis et travaux d’installation devront respecter les spécifications suivantes :

6 CHAMP PHOTOVOLTAÏQUE

6.1 Modules photovoltaïques

Les modules photovoltaïques avec ou sans cadre devront résister aux conditions ambiantes climatiques décrites ci-après :

■ Température : - 40° à + 85°C ■ Humidité relative : jusqu'à 100% ■ Vitesse du vent : Conformément à la règle NV65 – Classe 5 ■ Précipitations : Conformément à la règle NV65 – Classe 5




Ils devront satisfaire à la norme CEI 61215 (modules au silicium cristallin) et également aux spécifications des essais d'un laboratoire européen agréé type JRC ISPRA ou ESTI. Les cellules photovoltaïques seront en silicium cristallin (mono cristallin ou poly cristallin ou multi cristallin). Les cellules seront protégées par un sandwich face avant en verre trempé et face arrière en tedlar ou verre trempé. La plage de tension délivrée par les modules devra être adaptée pour permettre la recharge complète de la batterie, notamment en présence de température de jonction élevée, sauf en présence d’un régulateur MPPT. Le soumissionnaire doit fournir à la livraison les caractéristiques électriques de chaque module résultant du test en sortie de fabrication. Les caractéristiques électriques des modules (Pmax, Vpmax, Ipmax, Icc, Vco, Pmax minimum garantie) seront précisées par le soumissionnaire pour les températures de jonction de (Tj 0°C, Tj 25°C, Tj 50°C, Tj 75°C). La puissance minimale de sortie des modules devra être garantie pendant une durée mini de 10 ans. Au cours des 10 premières années, toute baisse de puissance supérieure à 10% ou l'apparition de tous défauts tels que stipulés dans les spécifications du JRC ISPRA "CCE n° 503" implique l'échange des modules concernés. Le soumissionnaire devra mentionner la (les) durée(s) de garantie des modules (caractéristiques électriques, durée de vie technique). Tous les modules proposés par le soumissionnaire devront être identiques ou interchangeables. Si les modules nécessitent un cadre pour leur fixation, celui-ci devra être en aluminium anodisé ou acier inoxydable. Les bornes seront en nombre suffisant pour permettre les reprises de câblage nécessaire pour les arrangements série/parallèle ainsi que l'utilisation de diodes ou tout autre moyen de protection quand cela s'avère nécessaire. La polarité des bornes devra être clairement identifiée. Pour les installations dont la tension nominale de câblage du champ photovoltaïque est supérieure ou égale à 48V, les modules devront être équipés de diodes « by-pass » (diodes de dérivation). Le niveau de tension 12V et 24V ne requiert pas la présence de diodes « by-pass » (diodes de dérivation). La tension nominale des modules photovoltaïques sera de 12V (modules avec 36 cellules photovoltaïques) ou 24V (modules avec 72 cellules photovoltaïques), ou indifférente en présence d’un régulateur MPPT.

6.2 Structures

Les modules seront assemblés sur des structures généralement métalliques porteuses qui seront ensuite fixées sur le site d'installation prévu (toiture, dalle en béton, plots ou longrines en béton ancrés au sol, etc.) Ces structures d'assemblage et de support des modules (aussi appelées châssis) seront étudiées pour résister aux conditions climatiques extrêmes locales conformément à la règle NV65 – Classe 5. Elles seront réalisées de manière à ce que la planéité du champ de modules soit respectée, et à ce que les eaux de pluies ne puissent s'y accumuler. Toutes les pièces constitutives des supports de modules devront être réalisées dans un (des) matériau(x) résistant(s) à la corrosion du type aluminium ou acier inoxydable. On veillera à supprimer tout risque de corrosion par couple électrolytique.




La fixation des modules sur les structures sera conçue de façon à gêner les tentatives éventuelles de vol des modules ; en particulier, la visserie utilisée sera de type antivol ou à tête complexe dont les caractéristiques seront précisées par le soumissionnaire. De même, les éléments de structure supportant les modules seront assemblés entre eux avec de la visserie de type antivol (ou à tête complexe). Si les modules sont placés verticalement sur leur structure, la boîte de connexion devra se situer dans la partie haute. Installation des modules en toiture : Les structures seront sérieusement ancrées à l'aide de systèmes de fixation résistant à l'arrachement et à la corrosion. Les règles de l'art (en particulier les DTU) applicables à la mise en œuvre de points d'ancrage de structures sur les toitures seront respectées (en particulier, maintien de l'étanchéité).

■ Arrachement : Ces fixations seront réalisées par tires-fonds ou tiges filetées espacés de 60 cm (+ ou – 20 cm). Les tires-fonds seront vissés dans les chevrons supportant la toiture. Le cas échéant, des tiges filetées traverseront la structure (voliges…) et seront boulonnées sur la face interne de la toiture. Toutes les fixations seront accessibles et démontables ultérieurement. Les perçages seront mis en œuvre sur l’ondulation supérieure de la couverture.

■ Corrosion : Une rondelle constituée de matériaux synthétique sera utilisée chaque fois qu’une jonction mécanique sera réalisée entre 2 métaux différents.

■ Etanchéité : L'installateur veillera à respecter l'étanchéité en toiture, en particulier au niveau des points d'ancrage de la structure.

■ Ventilation : Une lame d’air d’une épaisseur minimale de 5 cm, doit être maintenue entre la toiture et la face arrière des modules. Dans ce cas, et si les modules comportent un boîtier de connexion en face arrière, les châssis doivent pouvoir pivoter de façon à permettre un accès facile à cette face arrière.

Point de sécurité : Lorsque les modules photovoltaïques sont implantés sur une toiture à plus de 2 m du sol, il sera impérativement installé des points d’ancrage ou ligne de vie permettant la mise en sécurité du personnel d’exploitation lors des opérations de maintenance. Ces points d’ancrage devront répondre aux exigences techniques et résistances de la norme EN 795 classe A. L’entreprise devra fournir lors de la réception des travaux une attestation de conformité correspondante. Installation des modules au sol : Les structures seront sérieusement ancrées à l'aide de systèmes de fixation résistant à l'arrachement et à la corrosion. L’installateur veillera à ce que le point le plus bas de l’ensemble constitué par les modules et leurs supports soit au moins à 100 cm du sol. L’installateur devra fournir une note de calcul structure (y compris ancrage au sol) validée par le constructeur de la structure ou par un bureau de contrôle technique.

6.3 Interconnexion des modules

Les modules seront interconnectés entre eux de façon à obtenir une ou plusieurs branches, dont la tension globale sera la tension nominale de service tout en limitant les longueurs de câbles d'interconnexions. Les branches de modules seront raccordées individuellement aux boîtes de jonction qui assurent la mise en parallèle de ces branches. La séparation des branches entre elles est assurée par une diode en série (diode anti-retour) sur chaque branche. Elle sera choisie pour ses caractéristiques de faible chute de tension directe (0,4V max). En outre, de manière à protéger les modules photovoltaïques contre les risques liées à la présence de courant inverse dans les modules, il y a lieu de prévoir des fusibles de protection des chaînes de modules photovoltaïques (cas où les diodes anti retour seraient défectueuses et passantes ; diodes assurant une protection d’ordre fonctionnelle mais pas de sécurité des biens). Les boîtes de jonction seront situées, autant que possible, à l’intérieur du local technique.




Les boîtes de jonction situées à l'extérieur devront être facilement accessibles pour la maintenance, à savoir entre 1,50m et 1,80m (excepté si des contraintes particulières d'installation des boites sont mentionnées dans les Spécifications techniques particulières du site considéré) et abritées contre les intempéries. Les boîtes de jonction situées à l'extérieur auront un indice de protection minimum IP 55. Les entrées et sorties de câbles se feront par presses étoupes situés en dessous des coffrets. L'installateur veillera à ce que la fixation et le câblage de tous les boîtiers ne rompent pas leur étanchéité. L'entrée des câbles devra se faire par presse-étoupe avec câblage "en goutte d'eau". Des dispositifs de protection contre la foudre seront intégrés dans la boîte de jonction. Afin de faciliter la procédure de contrôle de mesures, il y a lieu de prévoir :

■ un système permettant la mesure en court-circuit, sur chaque branche, des panneaux en toute sécurité et sans détérioration des bornes.

■ un interrupteur bipolaire général en sortie de chaque boîte de jonction.

6.4 Implantation du champ photovoltaïque

Orientation La face avant des modules sera orientée en direction du SUD géographique (sauf cas de contraintes particulières sur site concernant l'implantation du champ photovoltaïque : l'orientation à adopter est celle exigée dans les spécifications techniques particulières du site). Inclinaison L'inclinaison devra permettre une production optimale du générateur suivant le profil de consommation de l'utilisateur et les conditions locales d'ensoleillement. Elle sera réglée une fois pour toutes lors du montage, sauf nécessité. Une inclinaison et/ou une orientation différente peut s'imposer par des contraintes d'intégration dans l'environnement ou de microclimat dans la mesure où celle-ci aura été prise en compte dans le dimensionnement. L'inclinaison à adopter est celle exigée dans les spécifications techniques particulières du site. Emplacement et fixation Le site d'installation des modules photovoltaïques sera choisi en fonction des critères suivants :

■ les modules devront être installés dans un endroit dégagé, aussi proche que possible du bâtiment à électrifier.

■ l'installateur veillera à ce que l'ombre portée éventuelle sur les modules due aux arbres environnants ou obstacles divers, soit la plus faible possible. Il procédera à l'élagage, si nécessaire, lors de l'installation du générateur.

6.5 Enclos autour du champ photovoltaïque au sol

Sauf cas particulier précisé dans les spécifications techniques particulières du site, un enclos grillagé avec portillon d'accès sera à réaliser autour du champ photovoltaïque implanté au sol. Cet enclos de hauteur 1,50m mini au-dessus du sol (idem pour le portillon) a pour objet d'interdire l'accès au champ photovoltaïque aux personnes non habilitées (notamment les enfants,divers intrus…) et également aux animaux domestiques, d'élevage ou sauvages (en particulier en zone rurale, divers rongeurs). En partie basse, pour interdire l'accès aux animaux, le grillage devra pénétrer dans le sol d'une profondeur 20cm mini. Si nécessaire, un muret en parpaings crépi (ou en béton) devra être réalisé s'il n'est pas possible d'enfouir le grillage. Cet enclos sera réalisé à partir de grillage de type lourd « chasse », à maille progressive 21x15 cm, diamètre du fil de 3 mm (ou grillage soudé « équivalent » ; NB : grillage de type simple torsion non admis).




Le grillage sera fixé et tendu par des piquets métalliques scellés dans des plots en béton espacés au maximum tous les 2m et par des fils tendeurs (à minima 3 fils tendeurs : en partie basse, en partie centrale, en partie haute). L'enclos sera fermé par un portillon métallique grillagé équipé d'un cadenas de type « Deny » ou « Thirard » selon les attentes du concessionnaire. Un pictogramme réglementaire "danger électrique" sera apposé sur le portillon. L'enclos sera composé de matériaux inoxydables (acier galvanisé et plastifié) de couleur verte. Les espaces entre le champ photovoltaïque et l'enclos (vers le NORD, EST et OUEST) seront suffisants pour éviter toute ombre portée significative de l'enclos sur le champ photovoltaïque. Généralement, ces espaces libres seront de 1,5 m minimum (avec grillage de hauteur 1,50m). A l'arrière du champ photovoltaïque (côté SUD de l'enclos), un espace libre de 1m minimum (au niveau du point haut de l'enclos) est exigé pour faciliter la maintenance.

6.6 Dispositions pour éviter la présence de végétation au niveau du champ photovoltaïque posé au sol

Lorsque le champ de modules sera implanté au sol, le sol devra être recouvert d’un film polyane avec 5 cm de gravier pour éviter tout risque de pousse de végétation sous le champ photovoltaïque. En présence d'un enclos autour du champ photovoltaïque, le film polyane recouvert de gravier devra être présent sur la surface de l'ensemble du terrain clos. En l'absence d'enclos (si cas particulier notifié dans la 2nde partie du CCTP (spécifications techniques particulières) du lot concerné), le film polyane recouvert de gravier devra être présent sur une surface d'1,50m en périphérie du champ photovoltaïque (distance pouvant être réduite à 1m à l'arrière du champ, côté Sud).

7 BATTERIE D’ACCUMULATEURS

7.1 Eléments de batterie

Caractéristiques Les éléments d'accumulateurs seront de type stationnaire, au plomb ouvert, à grande réserve d'électrolyte, à plaques positives tubulaires : ceci afin de garantir une meilleure durée de vie et de minimiser la périodicité des intervalles de maintenance (Mise à niveau d’électrolyte). Les accumulateurs seront obligatoirement de type OPZS Solar. Pour faciliter la surveillance des niveaux d'électrolyte, les bacs seront soit transparents, soit translucides. La capacité de la batterie sera précisée selon 3 régimes de décharge (C/10, C/100 et C/120) Pour une batterie neuve, le taux d'autodécharge mensuelle ne devra pas excéder 5% de la capacité nominale (C/10) à une température ambiante de 25°C. Elle devra accepter des décharges profondes allant jusqu'à 80% de la capacité nominale (C/10). Il sera précisé les caractéristiques de la batterie en particulier en matière de cyclage. Les caractéristiques des accumulateurs seront conformes à celle de la norme NFC 58 510. Installation Les éléments de la batterie seront installés sur chantier isolant du sol (matériau résistant à l'acide type bois traité ou synthétique). Si les éléments de la batterie sont répartis sur plusieurs rangées, on prendra en compte une surélévation des rangées masquées afin de permettre une parfaite lisibilité des niveaux d’électrolyte ou




un agencement de la batterie tel que les niveaux d'électrolyte de tous les bacs puissent être lus aisément (éléments posés sur un chantier en gradin stable). La batterie sera pourvue d'un marquage extérieur indiquant le type de batterie (plomb ouvert ou étanche), la tension, la capacité de la batterie et la date de première mise en service. En outre, tous les éléments seront numérotés de 1 à n sur des supports résistant à l'acide. Les cosses des batteries et les barrettes de connexions entre les éléments seront isolées électriquement (parties nues des éléments de batterie sous tension protégées par des caches isolants démontables). Tous les éléments d’accumulateurs seront équipés individuellement d’un dispositif « bouchon boitier catalyseur » permettant la recombinaison sous forme d’eau dans les électrolytes des gaz batteries. Ce dispositif mis en œuvre sera obligatoirement celui préconisé par le fabricant batterie, et également selon les recommandations du fabricant (tension charge égalisation admise avec dispositif catalyseur, ….). Ce dispositif vise à minimiser la consommation d’eau dans la batterie et donc à augmenter la périodicité des intervalles de maintenance. Mise en service (Très important) La première charge de la batterie avant sa mise en service conditionne sa durée de vie. On se reportera aux instructions du fournisseur de batterie pour sa mise en service. La 1ère charge de "mise en formation" de la batterie sera réalisée pendant la phase travaux à l'aide du champ photovoltaïque et le cas échéant du chargeur de batterie jusqu'à la remontée complète de la densité pour tous les éléments, sans exception, à la valeur de la densité nominale à 25°C au niveau moyen ou maxi (se référer aux préconisations du constructeur). Les frais liés au fonctionnement du groupe électrogène sont à la charge de l'entrepreneur : acheminement sur site (puis repli) d'un groupe et du carburant. Lors des opérations de contrôle technique préalable à la réception des travaux, la 1ère charge de "mise en formation" de la batterie devra être complètement achevée. Dans le cas contraire, une réserve sur le poste "batterie" sera notifiée à l'entrepreneur. Cas de l’élimination et de la valorisation des batteries à déposer Lorsque le site à équiper possède une installation existante, l'ancien parc à batteries sera déposé par l'entrepreneur titulaire du marché. Des batteries stationnaires au plomb hors d'usage sont considérées comme un déchet industriel toxique. Leur évacuation et traitement devront être effectués par un intervenant disposant de toutes les compétences et autorisations requises, en conformité avec la réglementation en vigueur. L'Agence de l'Eau ou l'ADEME concernées peuvent communiquer des noms de collecteurs de déchets toxiques. L'évacuation et le traitement des batteries usagées donneront lieu à l'établissement d'un bordereau de suivi de déchet industriel qui sera remis au maître d'ouvrage à l'issue des travaux. Les soumissionnaires indiqueront dans leur offre le type de filière qui sera utilisée pour l'élimination du parc batterie usagée.

7.2 Coffre à batterie ou local technique

La batterie sera installée : ■ soit dans un coffre fermé et condamné par cadenas agréé EDF ; coffre faisant office de bac

de rétention permettant de retenir 1/5 du volume d'électrolyte contenu dans la batterie ; coffre équipé d'une ventilation naturelle vers l'extérieur. Dans ce cas, le coffre à batterie sera localisé dans la même salle que les divers coffrets électriques (TGTBT, TGBT) et convertisseurs d'énergie (onduleur, chargeur) du générateur photovoltaïque ;

■ soit dans un local à batterie spécifique clos, local à batterie indépendant (sans autre affectation) du local électrique abritant les divers coffrets électriques.




La rétention d'acide pourra se faire par le sol lui-même (bac de rétention formé par le sol et un seuil en périphérie maçonnés et imperméables) ou par un bac spécifique bâti dans un matériau adéquat. Quel que soit le cas de conditionnement retenu pour la batterie (coffre ou local spécifique), il devra être réalisé dans une matière résistante à la corrosion et chimiquement neutre à l'acide sulfurique de façon à permettre la rétention d'acide. Les dimensions du coffre ou du local batterie seront adaptées de façon à ce que les niveaux d'électrolyte des éléments de la batterie puissent être lus aisément. Une ventilation naturelle sera mise en œuvre pour évacuer directement vers l'extérieur les gaz issus de la batterie :

■ dans le cas d'un coffre à batterie, celui-ci sera équipé de prises d'aération basse et d'aération haute raccordées à des prises d'aérations murales (basse et haute) du local via des conduits adaptés (conduits métalliques souples/rigides conformes à l'évacuation des gaz). Les prises d'aération murales seront équipées de grille anti-insecte interdisant l'accès des petits animaux à l'intérieur coffre batterie. Le réseau de ventilation du coffre sera réalisé avec des matériaux de diamètre 150 mm minimum.

■ dans le cas d'une salle batterie spécifique recevant la batterie posée dans un bac de rétention, les prises d'aération haute et basse seront directement situées sur les parois du local à batterie donnant vers l'extérieur (prise basse murale, prise haute murale ou en toiture). Les aérations auront un diamètre 150 mm et seront équipés de grille anti-insecte (interdisant l'accès des petits animaux à l'intérieur de la salle à batterie)

La fourniture, la pose ainsi que toutes les prestations induites pour la réalisation de la ventilation naturelle de la batterie vers l'extérieur sont à la charge de l'entrepreneur.

8 LOCAL TECHNIQUE

Le local technique sera prévu pour abriter les éléments de stockage et de gestion de l'énergie (onduleur, chargeur, appareils de mesures courant continu et alternatif). Selon les disponibilités sur le site à électrifier, un local technique pourra être aménagé dans un bâtiment existant ou dans le cas contraire, un bâtiment "local technique" devra être construit. Les prestations de génie civil (construction et: ou aménagement) à réaliser par l'entrepreneur sont détaillés dans la 2nde partie du CCTP (spécifications techniques particulières) relatif au site à électrifier. Deux cas se présentent en termes de "local technique" : Le local ne possède qu’une seule pièce : Les batteries seront alors installées dans un coffre à batterie spécifique faisant office de bac de rétention d'acide. Le coffre à batterie hermétique sera ventilé naturellement vers l'extérieur via ses 2 prises d'aération (haute et basse) raccordés par conduits appropriés sur 2 prises d'aérations murales donnant vers l'extérieur. En outre, le local sera également ventilé naturellement via 2 prises d'aérations murales donnant vers l'extérieur (prises d'aérations de diamètre 150 mm équipées de grille anti-insecte). Les éléments de gestion de l'énergie sont également installés dans cette salle unique. La porte du local s'ouvrira directement sur l'extérieur. La porte du local sera métallique (porte peinte ne nécessitant aucun entretien) et équipée d'une serrure « Deny » ou « Thirard » avec canon répondant aux attentes du concessionnaire (marque et n° d'organigramme du canon + clés précisés lors de la visite de piquetage avec le concessionnaire). Un système adapté permettra de la maintenir en position ouverte de façon à éviter qu'elle ne se referme en cas de "coup de vent".




Le bâtiment "local technique" existant à aménager ou à construire sera de type traditionnel :

■ dalle béton au sol pouvant supporter le poids du parc batterie, ■ murs montés en parpaings et revêtus d’un enduit extérieur (ou murs en pierres

sèches) ou équivalent, ■ charpente bois traditionnelle avec couverture respectant les contraintes

architecturales locales (tuiles, bac acier + bardeaux de mélèze, etc.). Le bâtiment devra satisfaire les règles de l'art en matière de construction. L’étanchéité du local devra être assuré afin d’éviter toute infiltration à l’intérieur du local. Dans le cas où le local technique est contigu à un autre bâtiment et si des matériaux à l’intérieur du local sont combustibles (exemple : plafond en bois), il y a lieu de mettre une protection coupe-feu (exemple : pose d’un BA13). L'éclairage du local est à la charge de l'entreprise et sera réalisé par une réglette fluorescente ≤13W. Le point lumineux sera asservi par un interrupteur type « contact de porte » (point lumineux allumé lorsque porte du local ouverte) ou par un interrupteur temporisé (type électromécanique). L'alimentation de ce luminaire fera l'objet d'un circuit spécifique correspondant à la tension du générateur (24V ou 48V) prélevée en aval de la limitation de décharge. La protection contre les courts circuits sera installée dans l'armoire TGTBT. Le local possède 2 pièces : Le bâtiment "local technique" abrite 2 salles distinctes : Local batterie : la batterie sera installée dans un bac de rétention d'acide. La salle batterie sera ventilée naturellement via 2 prises d'aérations (ou ouvertures) murales donnant vers l'extérieur (prises d'aérations de diamètre 150 mm équipées de grille anti-insecte). La porte de ce local s'ouvrira sur l'extérieur de la salle batterie et fermera à clé :

■ si la porte donne sur le local électrique, la porte sera de type isoplane avec joint d’étanchéité;

■ si la porte donne sur l'extérieur, la porte sera similaire à celle de la salle électrique. L'éclairage du local batterie se fera par réglette fluorescente ≤13W renfermé dans un appareillage antidéflagrant et sera commandé par l’interrupteur de type « contact de porte » placé à l'entrée du local électrique. Local électrique : les éléments de gestion du générateur photovoltaïque seront installés dans le local électrique. La salle électrique sera ventilée naturellement via 2 prises d'aérations murales donnant vers l'extérieur (prises d'aérations de diamètre 150 mm équipées de grille anti-insecte). La porte du local s'ouvrira sur l'extérieur. La porte du local électrique sera métallique (porte peinte ne nécessitant aucun entretien) et équipée d'une serrure « Deny » ou « Thirard » avec canon répondant aux attentes du concessionnaire (marque et n° d'organigramme du canon + clés précisés lors de la visite de piquetage avec le concessionnaire). Un système adapté permettra de la maintenir en position ouverte de façon à éviter qu'elle ne se referme en cas de "coup de vent". L’éclairage du local électrique se fera par une réglette fluorescente ≤13 W placée dans un luminaire étanche. Le point lumineux sera asservi par un interrupteur type « contact de porte » (point lumineux allumé lorsque la porte du local électrique sera ouverte). L'alimentation des deux luminaires du local fera l'objet d'un circuit spécifique correspondant à la tension du générateur (24V ou 48V) prélevée en aval de la limitation de décharge. La protection contre les courts circuits sera installée dans l'armoire TGTBT. Le bâtiment « local technique à deux pièces » existant à aménager ou à construire sera de type traditionnel : dalle béton au sol, murs montés en parpaings et revêtus d’un enduit extérieur (ou




murs en pierres sèches) ou équivalent, charpente bois traditionnelle avec couverture respectant les contraintes architecturales locales (tuiles, bac acier + bardeaux de mélèze, etc.). Le local batterie et local électrique seront "hermétiquement" isolés par une cloison et une porte. Le bâtiment devra satisfaire les règles de l'art en matière de construction. Dans les deux cas, en présence d'un Etablissement Recevant du Public à électrifier (où le niveau de degré coupe-feu devra satisfaire les exigences de la commission de sécurité) ou d'un site de nature spécifique, les prescriptions techniques spécifiques du local technique seront mentionnées dans la 2nde partie du CCTP (spécifications techniques particulières) du site à électrifier (degré coupe-feu des parois, de la porte, aspect extérieur, etc.). Dans les deux cas, les équipements seront fixés au mur à une hauteur comprise entre 1,50m et 1,80m pour faciliter le contrôle des installations et les appareils de gestion ou de conversion de l'énergie seront placés le plus près possible de la batterie pour limiter les chutes de tension. Sur la porte du local à batterie ou sur le coffre à batterie seront signalés par affichettes de sécurité normalisées :

■ l'interdiction de fumer, ■ le danger de brûlure, ■ le danger d'explosion, ■ le risque de "chocs électriques".

8.1 Accessoires mis à disposition dans le local technique

Après les travaux, il devra être tenu à disposition les accessoires suivants :

■ densimètre à embout rigide ■ thermomètre ■ rince œil ■ extincteur de 5 kg protégé des intempéries de type CO2 ou poudre BC :

signalé accompagné d’une consigne d’utilisation vérifié périodiquement par un organisme agrée

La fourniture et la pose de cet extincteur sont à la charge de l'installateur.

9 SYSTEME DE GESTION DE L’ENERGIE COURANT CONTINU – TABLEAU GENERAL COURANT CONTINU (TG CC)

Le tableau général courant continu (TG CC) regroupera le système de gestion de l’énergie courant continu et des protections associées.

9.1 Généralités sur les systèmes de gestion de l’énergie courant continu

Le régulateur de charge/décharge installé dans le coffret de gestion de l'énergie courant continu (TG TBT) aura pour fonction de protéger la batterie contre la surcharge et les décharges profondes. Le régulateur devra présenter les caractéristiques minimales suivantes :

■ régulation séquentielle (à minima sur 2 seuils) type tout ou rien ou type PWM (Modulation Largeur d’Impulsion) ou régulation 3 seuils (bulk, absorption, floating) de type MPPT (Maximum Power Point Tracking : recherche du point optimal de puissance),

■ mesure de la tension batterie devra être obligatoirement effectuée aux bornes même de la batterie par deux câbles unipolaires spécifiques avec double isolation classe II, dans le cas d’une régulation ayant recours au type tout ou rien,




■ protection contre les inversions de polarité et les surtensions parasites, ■ interchangeabilité des composants électroniques sans intervention sur le câblage, ■ signalisation permettant à l'exploitant ou à l’usager de visualiser l'état fonctionnel du

régulateur, par afficheur alphanumérique et/ou par diodes électroluminescentes, sans nécessité d’ouvrir l’armoire de régulation : voyant vert : régulation de charge (batterie chargée) voyant orange : alarme tension batterie basse voyant rouge : limitation de décharge (batterie déchargée) voyant jaune : charge d'égalisation

Les caractéristiques du régulateur seront précisées :

■ type de régulation ■ tension nominale ■ intensités maximales en entrées et sorties ■ chutes de tension induites dans le circuit de charge et de décharge ■ consommation propre de l'armoire selon les différents états de fonctionnement ■ valeur des différents seuils de réglage (sur étiquette à l’intérieur du tableau (les

éventuels moyens de réglage seront inaccessibles par l'usager toutefois les seuils doivent pouvoir être visualisés et modifiés localement par un professionnel)

L'ensemble des composants assurant la gestion de l'énergie courant continu sera regroupé dans un coffret (Tableau Général Courant Continu : TG TBT (ou TG CC)) fermant à clé et comprenant : Régulation de charge Les différents seuils du régulateur seront réglés aux valeurs préconisées par le fabricant de batterie avec une tolérance de + ou - 0,5%. Pour les générateurs dont la puissance crête est supérieure à 1000 Wc, et dans le cas d’une régulation de charge de type "tout ou rien" ou de mixte associant « 1 voie de type tout ou rien » et « 1 voie type PWM », une régulation séquentielle de la charge sera systématiquement réalisée. Le champ photovoltaïque sera alors décomposé en 2 sous-champs. La charge se fera avec l’ensemble du champ jusqu’à un premier seuil de régulation haute, puis uniquement avec le sous-champ 2 jusqu’à un deuxième seuil de régulation haute. Dans le cas général, le sous-champ 1 représentera de l’ordre de 1/3 du champ photovoltaïque (avec tolérance admise entre 50 et 70%). Pour les générateurs dont la puissance crête est supérieure à 2000 Wc, et dans le cas d’une régulation de type MPPT (Maximum Power Point Tracking : recherche du point optimal de puissance) avec 3 seuils de régulation (bulk, absorption, floating), le champ photovoltaïque sera alors décomposé en 2 sous-champs. Chaque sous-champ disposera d’une unité de régulation type MPPT distincte. Le dimensionnement des régulateurs de type MPPT devra permettre de raccorder la totalité du champ photovoltaïque, de sorte qu’en cas de panne de l’un des 2 régulateurs MPPT, il sera alors possible de raccorder provisoirement la totalité du champ photovoltaïque sur l’un des régulateurs MPPT ou bien de mettre un autre type de régulation sur les 2 sous champs photovoltaïques si l’exploitant ne désire plus conserver une régulation de type MPPT. Le principe de conception de l’installation doit permettre à l’exploitant de modifier provisoirement ou définitivement le type de régulation s’il le désire. Charge d’égalisation (charge forcée) Un dispositif de charge d’égalisation automatique sera systématiquement prévu pour pouvoir réaliser une recharge complète de la batterie (charge intervenant à minima une fois par semaine ou après survenance d'un seuil d'alarme batterie basse). La suppression de la régulation de charge d’égalisation de la batterie sera automatique. En complément, un dispositif permettra d'agir manuellement sur la charge d’égalisation pour l'activer ou la supprimer. Limitation de décharge La conception du générateur photovoltaïque, en particulier du tableau TG TBT (TG CC), retenue par l'entrepreneur respectera la priorité donnée au régulateur pour assurer la fonction de protection contre les décharges profondes. Par exemple, en présence d'un seuil de limitation basse, le régulateur




(maître de l'installation) pilotera les organes de délestage prévus à cet effet (par ex : télécommande de l'onduleur, relais de délestage en amont/aval de l'onduleur, ….). Plusieurs seuils de régulation de décharge peuvent être prévus pour permettre plusieurs niveaux de priorité dans l'approvisionnement en énergie des récepteurs. La fonction de limitation de décharge sera assurée en 2 temps par l'électronique de gestion :

■ du régulateur pour couper l'alimentation (via relais de délestage) du circuit alimentant les usages non prioritaires,

■ du régulateur pour couper l'alimentation générale des récepteurs afin de protéger la batterie, lorsque qu'elle atteindra un seuil de décharge critique (environ 80% de décharge).

La reconnexion interviendra automatiquement lorsque le parc de stockage aura récupéré un état de charge satisfaisant. L'utilisateur sera informé avant coupure par une alarme basse lui indiquant que sa batterie a atteint un seuil de décharge critique (environ 70% de décharge) Le démarrage manuel d'un groupe électrogène d'appoint pourra être prévu, si nécessaire, avec délestage éventuel d'une utilisation non prioritaire. L’ordre de délestage sera géré / piloté par la fonction limitation de décharge du régulateur, et non pas par l’électronique de l’onduleur.

9.2 Acquisition et transmission de données

Pour des générateurs photovoltaïques de puissance crête nominale ou supérieure à 300Wc, outre les appareils de signalisation et de mesure précédemment décrits, certains dispositifs additionnels doivent être intégrés au système de gestion de façon à mesurer et afficher, enregistrer et éventuellement transmettre à distance les informations suivantes : Au minimum :

■ la tension de la batterie ■ le courant du champ photovoltaïque ■ le courant d’utilisation ■ la température de la batterie ■ l'énergie fournie par le champ photovoltaïque ■ l'énergie fournie par le chargeur ■ l'énergie consommée par l’utilisation (récepteurs courant continu et/ou entrée d’onduleur) ■ l'alarme tension batterie basse ■ la présence d'un état de délestage (limitation de décharge)

et si possible (à réaliser si la centrale d'acquisition de données le permet),

■ l’énergie potentielle du champ photovoltaïque ■ l'énergie fournie par l’onduleur (comptage à partir d'un compteur AC avec sortie

impulsionnelle) ■ l'énergie fournie par le groupe (comptage à partir d'un compteur AC avec sortie

impulsionnelle) L’ensemble de ces données doit être enregistré au minimum chaque jour. La capacité de stockage du dispositif d’acquisition sera au minimum d’un an. Les informations pourront être récupérées localement par vidange de la mémoire de la centrale d'acquisition de données à l'aide d'un portable type PC. Pour ce faire, le logiciel d'exploitation (dépouillement et traitement des données) devra être fourni ainsi que le(s) câble(s) permettant de connecter le portable type PC sur la centrale d'acquisition. Selon le type de portable PC dont il dispose, l'opérateur pourra à l'aide du (des) câble(s) fourni(s) se raccorder via un "port série 232" et un "port USB" sur la centrale d'acquisition de données. Si le site bénéficie de la présence d’une ligne téléphonique, un modem sera installé pour permettre un traitement des informations à distance (le numéro de la ligne téléphonique devra être paramétré dans




le menu correspondant). Avant la réception des travaux, l'entrepreneur devra vérifier que la télétransmission via le modem est opérationnelle. Un cahier des charges spécifique à l'installation de ces équipements, précisant l'ensemble des données à collecter, leur mode et leur fréquence d'enregistrement et de transmission a été établi par la Communauté Européenne dans le cadre des programmes Thermie, ainsi que dans le recueil de l'UTE C 57-300.

9.3 Visualisation de l’état du système

Au niveau du tableau électrique (TGCC) il sera possible de visualiser l'état de fonctionnement du régulateur (LED et afficheur) sans nécessité d'ouvrir le dit tableau électrique. A l'intérieur de l'habitation (ou du bâtiment à électrifier), une signalisation visuelle sera implantée pour permettre la vérification de l'état de charge de la batterie par l'utilisateur. Ainsi un voltmètre à aiguille comportant différentes zones de couleur correspondant aux différents états de charge de la batterie ou un afficheur alphanumérique pourra être installé dans un endroit de passage fréquent. L'utilisateur sera informé avant coupure par un voyant ou une alarme lui indiquant que sa batterie a atteint un seuil de décharge critique (environ 70% de décharge).

10 TABLEAU GENERAL COURANT ALTERNATIF (TG CA)

L'ensemble des composants sera regroupé dans un coffret (tableau général courant alternatif : TGCA ou TG BT) fermant à clé. Le tableau général courant alternatif (TG CA ou TG BT) sera obligatoirement distinct et indépendant (enveloppe électrique spécifique) du tableau général courant continu (TG CC). Le TGCA regroupera :

■ Deux compteurs d'énergie courant alternatif permettant de comptabiliser l'énergie provenant de l'onduleur et, lorsque celui-ci est prévu, l'énergie provenant du groupe électrogène. Chaque compteur disposera d'une sortie impulsionnelle raccordée à la centrale d'acquisition de données pour enregistrement de l'énergie AC.

■ Une prise de courant (bloc modulaire fixé sur rail DIN du tableau TGCA) protégée par disjoncteur différentiel 30mA. Cette prise de courant sera mise à la disposition de l'agent de maintenance. Afin d'éviter tout risque de court-circuit (susceptible de d'endommager la centrale de données et/ou l'ordinateur) provenant d'un éventuel conflit de masse (neutre et polarité"+" mis à la terre) entre certains types de bloc d'alimentation d'ordinateur et la centrale d'acquisition de données raccordée sur prise RS 232 de l'ordinateur, un transfo d'isolement de l'ordre de 250VA devra être installé (une étiquette de signalisation sera posée).

■ Des organes de protection et de sectionnement tels que disposés selon le schéma de principe joint dans la 2nde partie du CCTP (spécifications techniques particulières) site à électrifier.

Les bornes de raccordement des câbles seront clairement repérées à l'aide d'étiquettes. Les schémas électriques du système de gestion de l'énergie courant alternatif devront être placés dans le coffret.

11 ONDULEUR

L'onduleur devra délivrer une onde sinusoïdale. Ses performances devront respecter les points suivants :

■ Rendement >90% à la puissance nominale ■ Rendement >85% à 10% de la puissance nominale ■ Rendement >80% à 5% de la puissance nominale ■ Consommation à vide < 1% de la puissance nominale




■ Consommation en Standby < 1,5W ■ Taux de distorsion harmonique < 4%

Ses caractéristiques devront être précisées :

■ Tension nominale d'entrée avec tolérance ■ Puissance nominale en régime permanent ■ Rendement en fonction de la charge : fournir courbe de rendement ■ Consommation à vide ■ Fréquence de sortie avec tolérance ■ Tension de sortie avec tolérance ■ Capacité de surcharge en fonction de la durée

Le réglage du seuil bas de mise en veille devra être compatible avec les équipements électriques utilisés. En présence de récepteurs équipés d'une régulation électronique (exemple : appareils de froid), la mise en veille (standby) de l'onduleur doit pouvoir être inhibée. La limitation de décharge sera pilotée par le régulateur (maître) via la télécommande de l'onduleur ou par un relais de délestage en amont (côté CC) ou en aval (côté CA) de l'onduleur. Dans le cas où les valeurs sont paramétrées lors de la mise en service, celles-ci doivent être sauvegardées en cas de coupure de l'alimentation CC de l'onduleur (il n'est pas admis que les valeurs paramétrées soient remplacées par les valeurs "sortie usine" après remise sous tension de l'onduleur). L'onduleur devra être protégé contre les courts circuits et les surcharges. Outre les protections "externes", l'entrepreneur devra préciser les dispositifs de protection intrinsèques à l'onduleur. En cas de court-circuit provoqué par l'usager sur son installation intérieure (en aval de l'onduleur), il est probable que l'électronique de l'onduleur le mette en sécurité plus rapidement que par déclenchement du dispositif de protection contre les surintensités (disjoncteur ou fusible). Il est alors nécessaire d'acquitter le "défaut onduleur". Pour ce faire, un dispositif d'acquittement "défaut onduleur" par "bouton poussoir" doit être accessible à l'usager afin qu'il puisse remettre en service l'onduleur (bouton poussoir étanche à installer à l'extérieur du local). Dans le cas où la technologie de l'onduleur ne permet pas d'acquitter un "défaut onduleur" via un bouton poussoir, les consignes de remise en service devront être clairement notifiées sur un document plastifié et affiché dans le local technique (dans ce cas, l'usager devra avoir accès au local électrique). Lors de la remise de son offre, le soumissionnaire devra préciser le dispositif prévu pour acquitter un "défaut onduleur". Dès qu’une télécommande est prévue par le fabricant de l’onduleur proposé pour paramétrer l’onduleur, cette télécommande devra être fournie et installée sur site (télécommande fixe dédiée au site à électrifier). En outre, il y a lieu de fournir avec la télécommande une carte mémoire (type SD ou autre) pour sauvegarder les paramètres.

12 CHARGEUR

Un chargeur batterie est systématiquement prévu sur le générateur photovoltaïque de façon à permettre la recharge de la batterie, en secours du solaire, via un groupe électrogène (groupe de l'usager et/ou groupe du concessionnaire/chargé de maintenance). Le chargeur devra être approprié au type de batterie à recharger. Le dimensionnement du chargeur devra être effectué en veillant à ce que le courant total de charge (chargeur + champ solaire + autre source éventuelle) ne dépasse pas le dixième de la capacité de la batterie à C10. Le temps de recharge de la batterie, complètement déchargée, avec chargeur seul ne devra pas excéder 24h. Le chargeur devra intégrer sa propre régulation de charge avec 3 niveaux de tension : phase d'égalisation, phase d'absorption et phase de floating, dont les seuils répondront aux recommandations du fabricant de la batterie (les seuils de tension du chargeur seront précisés par le soumissionnaire).




La plage de tension d'alimentation (et également plage de fréquence) devra être suffisamment large pour permettre son fonctionnement sur groupe électrogène. Le courant de charge devra être ajustable et réglé par l’entreprise en fonction de la puissance pouvant être délivrée par le groupe électrogène (réglage à effectuer par l'entrepreneur lors des essais au cours du chantier). Le chargeur devra être protégé par un dispositif de protection adapté contre les surtensions et sous-tensions d'alimentation provenant d'un mauvais réglage du groupe électrogène (problème de carburation induisant un surrégime ou sous-régime, problème de régulation électronique, etc.). Par exemple, ce dispositif de protection pourra être réalisé à partir d'un relais "présence tension" (max/min tension) groupe électrogène qui pilotera le raccordement du groupe sur le chargeur dès que la tension groupe sera compatible avec la plage de tension de fonctionnement du chargeur. En outre, une temporisation de 30s mini sera mise en place pour éviter de raccorder le chargeur sur le groupe dès sa mise en service (le groupe délivrera de l'énergie au chargeur à l'issue de sa phase "warm up"). L'entrepreneur devra préciser dans son offre les caractéristiques électriques du chargeur.

13 CONVERTISSEUR CC-CC

Les convertisseurs proposés par le soumissionnaire seront de type à découpage avec des rendements à puissance nominale supérieur à 80% et une faible consommation à vide (< 1W).

14 SOURCES ANNEXES D’ENERGIE

Une autre source d'énergie peut-être associée au générateur photovoltaïque, soit en secours de l’installation photovoltaïque si celle-ci est défaillante soit en appoint au générateur photovoltaïque. Groupe électrogène : Le groupe électrogène sera utilisé pour la recharge de la batterie, soit en secours du solaire (groupe de l'usager présent sur site ou groupe mobile acheminé spécialement sur site lors d'un dépannage), soit en appoint du solaire (groupe de l'usager présent sur site). Le groupe pourvoira également à l’alimentation directe des récepteurs gros consommateurs d'énergie. Un commutateur de sources manuel permettra l'alimentation sur groupe électrogène du circuit habituellement alimenté par l'onduleur en cas d'arrêt de fonctionnement de celui-ci. La fourniture et la pose de ce commutateur de sources sont à la charge du maître d’ouvrage ou de l’usager. Il est à la charge de l'entrepreneur de fournir et de poser :

■ la liaison entre le chargeur batterie (situé dans local électrique) et le départ groupe électrogène dédié à cet effet (la liaison devra être protégée contre les surintensités au niveau du groupe par un disjoncteur).

15 CABLAGE ELECTRIQUE

Tous les conducteurs (fils) et câbles électriques, conduits, mécanismes, fixations et assemblages électriques seront installés et connectés en application des normes NF, CEI et autres règles électriques appropriées. Pour l'ensemble de l'installation (câbles de liaisons entre les différents équipements et coffrets, câblage interne des divers coffrets électriques), les câbles seront repérés au tenant et aboutissant (repères à reporter sur les schémas électriques du dossier de recollement). L'ensemble des câbles de liaison utilisés répondra aux normes en vigueur énoncées précédemment (isolement, résistance aux ultraviolets, résistance mécanique, etc.). La section individuelle des câbles de liaison sera déterminée suivant les règles de la NF C 15 100.




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. On veillera en particulier, dans le choix des conduits (gaine) proposés, à leur bonne tenue aux UV et en température. Les fils électriques respecteront le code normalisé des couleurs (en courant continu : le fil bleu sera la polarité négative ; en courant alternatif phase : rouge/marron/noir, neutre : bleu, PE : vert-jaune) 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 comme par exemple les boîtes de dérivation seront réalisées de manière à s'intégrer, au mieux, aux bâtiments concernés, tout en cherchant à réduire les longueurs. Les canalisations électriques cheminant dans le bâtiment à électrifier seront regroupées dans un (ou plusieurs) conduit(s) électrique(s) approprié(s) répondant aux attentes de l'usager sur le plan esthétique (type moulure, plinthe, goulotte). Chaque conduit utilisé devra être adapté au mode de pose retenu et la section occupée par les canalisations électriques ne devra pas dépasser 1/3 de la section intérieure du conduit. Cas des canalisations électriques enterrées Le passage de canalisations en enterré sur les installations photovoltaïques est relativement fréquent : par ex, liaisons entre "champ photovoltaïque" posé au sol et "local technique" ; liaisons entre "bâtiment local technique" et "bâtiment à électrifier" dès lors qu'ils ne sont pas mitoyens. La pose en enterré mise en œuvre par l'entrepreneur devra respecter la NF C 15-100, dans sa version la plus récente. Le passage de canalisations électriques en enterré doit être réalisé avec un câble :

■ soit U 1000 R2V posé dans un conduit (fourreau) normalisé de type TPC ; ■ soit U 1000 RGPFV ou U 1000 RVFV posé en pleine terre dans les terrains inondables.

Les conducteurs (fils) sont conduits sont interdits.




Pour parer aux effets de tassement des terres, les canalisations doivent être enterrées au moins à :

■ 0,50m pour les aires non-accessibles aux voitures ; ■ 0,85m pour les aires accessibles aux voitures (et sous les trottoirs).

Si une canalisation électrique (câble sans conduit ou câble sous conduit) côtoie ou croise une autre canalisation (électricité, eau, gaz), elles doivent êtres distantes d'au moins 0,20m. Les conduits type TPC devront être obstrués à leurs extrémités (par exemple, mousse polyuréthane) et mis en œuvre de façon à éviter de collecter l'eau pluviale. Champ photovoltaïque On prêtera une attention particulière aux contraintes de chute de tension entre le champ photovoltaïque (boîte de jonction) et le système de gestion d’énergie (bornier d'entrée de câble du TG TBT ou TG CC), chute de tension qui ne devra pas excéder 2% de la tension nominale en valeur relative pour un ensoleillement de 1000 W/m² (conditions STC). 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 inférieure ou égale à celle de la puissance maximale des modules. Elle sera généralement déterminée par le concepteur de façon à rester dans le cadre d’une utilisation optimale des modules et donc de l’énergie disponible. Elle dépend des caractéristiques des modules photovoltaïques, de la température ambiante, de la tension nominale du générateur, de l’ensoleillement, etc.




Batterie Les liaisons ("puissance" et "mesure") entre "batterie" et "coffret de protection sectionnement batterie (CPB)" seront réalisées par des câbles unipolaires de type double isolation (classe II) avec polarité clairement identifiée (soit 4 câbles unipolaires distincts). Les liaisons "batterie" devront être protégées par un sectionneur fusible ou un disjoncteur installé dans un "Coffret Protection sectionnement Batterie (CPB)" dont l'ouverture ne pourra être réalisée que par l'exploitant. Ce coffret sera placé le plus près possible de la batterie mais à l'extérieur de l'enveloppe de confinement des gaz, pour assurer la protection des câbles, et d'un accès facile et de façon visible pour la protection des travailleurs. Si le dispositif de protection sectionnement ne peut pas être manœuvré en charge, une signalisation claire et visible "Ne pas ouvrir en charge" devra être apposée sur le CPB. Local technique Les câbles de liaisons à l'intérieur du local technique chemineront sur chemin de câbles et ne seront pas posés au sol. A priori, seul les câbles de liaisons pour la distribution de l'éclairage du local chemineront sont conduits type tube IRO. Au niveau des points d'arrivées et de départs des câbles du local, on veillera à ce que les différents passe-câbles (regards, fourreaux, conduits, …) respectent l’étanchéité vis à vis des insectes et de l'eau pluviale.

16 PROTECTION ELECTRIQUE

Les fonctions de commande, de sectionnement à coupure omnipolaire (sauf PEN) et de protection des circuits électriques devront être conformes aux règles de la NF-C 15-100. Les installations de matériels et équipements seront réalisés selon les règles de l'art. Il sera notamment apporté une attention particulière à la protection :

■ des usagers contre tout risque d'électrocution ou autre risque d'origine accidentelle, en particulier dû à la batterie ;

■ 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, surtensions,...

■ des bâtiments contre tout risque d'incendie accidentel dû à des défauts de fonctionnement de l'installation.

Chaque fabricant de matériel (ou l'entrepreneur) fournira un manuel décrivant clairement les procédures d'installation, d'exploitation et de maintenance.

16.1 Rappels

Très basse tension (TBT) : domaine de tension de 0 à 50 Veff en alternatif et 0 à 120 V en continu. Basse Tension (BTA) : domaines de tension de 50 à 500Veff en alternatif et 120 à 750V en continu.

16.2 Protection contre les contacts directs

La protection contre les contacts directs sera assurée quel que soit le domaine de tension (TBT et BTA). L'IP minimum des appareils est IP xx B (ou IP 2x).

16.3 Protection contre les contacts indirects

Protection dans les circuits TBT La protection contre les contacts indirects est assurée de façon intrinsèque. La polarité "+" sera commune aux différents équipements et reliés à la masse et à la terre.




Protection dans les circuits BTA

a) Schéma mise au neutre avec neutre séparé du conducteur de protection et dispositif différentiel sur réseau BTA en alternatif.

Le neutre des sources (onduleur et groupe électrogène) est relié à la prise de terre, les masses métalliques accessibles susceptibles d'être mises sous tension en cas de défaut d'isolement sont reliées à cette prise de terre. Le conducteur de protection doit avoir la même section que les conducteurs des phases. La coupure lors de l'apparition d'un défaut est assurée par un dispositif différentiel. Dans le cas d’onduleurs pour lesquels la mise du neutre à la terre est interne via relais spécifique paramétrable, la mise du neutre onduleur à la terre doit être effectuée par paramétrage (mise du neutre onduleur à la terre par défaut ; désactivation automatique en mode transfert lors présence groupe électrogène car neutre groupe mis à la terre). Il y a lieu de signaler clairement le mode de mise à la terre par la présence d’une étiquette inaltérable sur l’onduleur « Mise à la terre du neutre onduleur effectuée dans l’onduleur ». Dans le cas où la fonction mise à la terre du neutre onduleur n’est pas effectuée par un relais interne paramétrable, la mise du neutre à la terre ne doit pas se faire dans l’onduleur mais à l’intérieur du coffret TGCA pour éviter :

■ la perte de la garantie constructeur sur l’onduleur suite à sa modification. ■ un oubli de cette connexion suite à un dépannage et changement de l’onduleur.

Dans ce cas, il y a lieu de signaler clairement le mode de mise à la terre en apposant sur le TGCA (TG BT) une étiquette inaltérable « Mise à la terre du neutre onduleur effectuée dans l’onduleur ». Remarque : sur certains appareils réversibles (onduleur - chargeur), la mise à la terre du neutre entraîne une disjonction systématique du dispositif différentiel situé en aval du groupe électrogène, dès que le groupe est en fonctionnement. Dans ce cas, il conviendra expressément de mettre en place un dispositif de découplage "neutre onduleur" à la "terre" dès que le groupe sera présent sur l'appareil réversible. La mise du neutre étant réalisée au niveau du groupe électrogène (aspect à rendre effectif par l'entrepreneur). Dans certains cas, si cela est obligatoirement précisé dans la 2nde partie du CCTP (spécifications techniques particulières), le disjoncteur situé en aval du groupe pourra être non différentiel entre le groupe et le chargeur tout en réalisant la mise à la terre du neutre au niveau du groupe (la liaison entre le groupe et le TGCA devra être de type classe 2).

b) Circuits prises de courant sur réseau alternatif Les prises de courant doivent être protégées par un dispositif à courant différentiel résiduel de calibre 30 mA. Résistance de la prise de terre (local technique) Compte tenu du régime de neutre adopté pour l'installation photovoltaïque (TNS avec différentiel), la valeur de la prise de terre n’est pas critique.

16.4 Protection contre les surintensités

Les règles de protection à respecter pour la protection contre les surintensités (courts-circuits et surcharges) en courant alternatif et continu sont celles données par la norme NF C 15-100. En courant continu, la protection contre les surintensités des circuits de distribution sera réalisée sur la polarité non reliée à la terre. Circuits BTA En raison des faibles courants de court-circuit des générateurs en courant alternatif (onduleurs, groupes électrogènes, réseau de distribution BTA), nous pouvons considérer qu'une canalisation protégée contre les surcharges peut être dispensée de protection contre les courts circuits. Circuits TBT Il est nécessaire de connaître :




1. Icc maximum à l'origine de la canalisation pour vérifier l'adaptation du pouvoir de

coupure du dispositif de protection ; 2. Icc intermédiaire pour garantir la tenue thermique de la canalisation. Il faut vérifier :

que le courant est suffisant pour faire fonctionner les protections ; que le temps de fonctionnement du dispositif de protection est inférieur au

temps maximal admissible par la canalisation pour toute valeur de courant de court-circuit.

Les caractéristiques des dispositifs de protection (disjoncteurs, fusibles) doivent être adaptées au courant continu.

16.5 Protection contre les surtensions d’origine atmosphérique

Sauf « mention » contraire précisé dans la 2nde partie du CCTP (spécifications techniques particulières), les sites à électrifier par énergies renouvelables seront considérés comme étant exposés à la foudre. Par conséquent, les installations devront être protégées contre les effets :

■ thermiques et électrodynamiques ; ■ électromagnétiques (induction de courant) ;

dus à la différence de potentiel entre les circuits et le sol. Les prescriptions qui suivent permettent de se prémunir des principaux risques. Interconnexion des masses et prise de terre Toutes les masses et canalisations métalliques du (des) bâtiment(s) à électrifier seront raccordées sur la prise de terre "privative" de l'usager (partie "privative" à la charge de l'usager). Toutes les masses du local technique solaire seront raccordées sur la prise de terre "générateur photovoltaïque" à créer (prise de terre par ceinturage en fond de fouille du local, sous dalle béton, à réaliser à partir de câblette de cuivre nu 25mm² mini) : prestations à la charge de l'entrepreneur. Les prises de terre seront interconnectées formant ainsi un réseau de terre commun (bâtiment(s) à électrifier, générateur solaire / local technique solaire, local groupe / groupe électrogène) : prestations à la charge de l'entrepreneur. Champ photovoltaïque La distance entre le champ photovoltaïque et le local technique "énergie renouvelable" doit être la plus courte et les liaisons les plus directes possibles. Les supports des modules photovoltaïques devront être également interconnectés avec les masses à la terre générale. Les protections par parafoudre seront installées à chaque extrémité des câbles de liaison entre les panneaux photovoltaïques (boites de jonction) et le TGTBT (local technique) : parafoudre de type varistance à oxyde de zinc (à minima, une déconnexion thermique intégrée est exigée au niveau de TGTBT). Liaison à la terre de circuit TBT Les circuits TBT auront la polarité positive reliée à la prise de terre. Lignes extérieures Les lignes extérieures (téléphone, réseau de distribution BTA, etc.) doivent être référencées à la terre locale par des équipements de type parasurtenseur. La liaison au circuit d'interconnexion des masses doit être la plus courte et la plus directe possible. Elle doit être placée à l'entrée de la canalisation dans le bâtiment. Pour toute précision, l'entrepreneur devra se référer au "Guide de protection contre les effets de la foudre dans les installations faisant appel aux énergies renouvelables" de l'ADEME.




16.6 Sectionnement – Coupure

De manière générale, il est demandé un sectionnement à coupure omnipolaire (tous conducteurs actifs sauf conducteur PEN) en amont et en aval de chaque équipement pour faciliter les opérations de maintenance (voir schéma de principe du système photovoltaïque joint en annexe). Sources (séparation des sources d'énergie à leur origine) La séparation doit être effectuée par un dispositif de sectionnement à coupure omnipolaire :

■ pour la source "champ photovoltaïque", au niveau du TGTBT ou au niveau de chaque boîte de jonction du champ photovoltaïque ;

■ pour la source "groupe électrogène" (liaison groupe allant vers le chargeur côté alternatif (local technique)), mise en place obligatoire d'un interrupteur-sectionneur à coupure visible sous coffret avec couvercle translucide ou transparent et manœuvrable par poignée "extérieure" cadenassable repérée "coupure arrivée groupe électrogène" (disjoncteur type modulaire ou de branchement non admis ; couvercle opaque ne permettant pas de voir la coupure visible non admis)

■ pour la source batterie, sur les câbles "batterie" (puissance et mesure) au plus de la batterie (à moins de 3m).

Ces appareils de sectionnement devront permettre un cadenassage possible en position ouvert lors de la maintenance, si l’exploitant le juge nécessaire. En outre, afin de faciliter les interventions de l'exploitant, un dispositif de sectionnement général devra être présent dans le tableau TGTBT (ou TGCC) (par interrupteur-sectionneur). Ce dispositif sera implanté dans le tableau TGTBT (ou coffret protection batterie « CPB ») et permettra l'ouverture en charge de toutes les sources en courant continu (sectionnement des circuits « puissance » et « commande »). La commande manuelle de cet organe de coupure se fera par une poignée « extérieure » cadenassable. Cette poignée sera facilement accessible sur l'armoire et repérée « coupure générale ». Les bornes maintenues sous tension batterie après l'ouverture de la coupure générale seront protégées contre les contacts directs et seront repérées par une étiquette « danger électrique » (ou « homme foudroyé »). Coupure d'urgence de tout circuit terminal (installation intérieure) Les dispositifs de coupure en charge omnipolaire (interrupteur/sectionneur) situés en tête du tableau général de distribution intérieure peuvent assurer la fonction coupure d'urgence de l'installation. Ces dispositifs doivent être reconnaissables et facilement accessible. Dans le cas de l’alimentation possible par 2 sources distinctes (onduleur ou groupe électrogène), le dispositif de coupure d’urgence doit permettre l’interruption simultanée des 2 sources.

17 INSTALLATION INTERIEURE

Dans le cadre de l'électrification de sites isolés par les énergies renouvelables, la responsabilité des maîtres d'ouvrage en tant qu'autorités concédantes, se limite à la partie production d'énergie (chargeur et onduleur compris) excepté le groupe électrogène. La limite de concession se situe à 2 niveaux :

■ Au niveau de la distribution : bornes aval du disjoncteur d’abonné ■ Au niveau du circuit d’alimentation du chargeur par groupe électrogène : bornes amont

d’un interrupteur-sectionneur à coupure visible situé dans le local technique.

17.1 Tableau de distribution

Disjoncteur abonné Le disjoncteur d'abonné (DJAB) calibre 2 x 15/30/45A avec différentiel 500mA sélectif sera fourni et posé par la maîtrise d’ouvrage ou usager dans un coffret extérieur au local technique ou en amont du tableau de distribution.




Commutateur de sources manuel Un commutateur de sources manuel "3 positions" omnipolaire (repérées « OND » / « O : arrêt» / « Groupe ») sera placé en amont et à proximité du Tableau de Distribution électrique Intérieure (TDI) du bâtiment à électrifier. Ce commutateur sera implanté dans un coffret électrique comportant également un voyant de signalisation de fonctionnement du groupe électrogène piloté par un relais de tension. Ce commutateur permettra l'alimentation sur groupe électrogène du TDI habituellement alimenté par l'onduleur en cas d'arrêt de fonctionnement de celui-ci. Les caractéristiques du commutateur permettront de le manœuvrer en charge (pouvoir de coupure adapté sur tous les pôles) et de le cadenasser en position « O » (« arrêt »). Le commutateur sera fourni et posé par la maîtrise d’ouvrage ou usager. Les liaisons entre l'onduleur (local technique) et le commutateur de sources (via DJAB et TGBT) sont à la charge de la maîtrise d’ouvrage ou de l’usager.

17.2 Distribution électrique intérieure

L'installation des conducteurs à l'intérieur des locaux techniques et d'habitation doit répondre à la norme NFC15 100. Distribution courant continu Le sectionnement bipolaire des installations de distribution doit être assuré en tête du tableau de distribution. Distribution courant alternatif Le sectionnement de l'installation de distribution de la ou des installations de génération doit être assuré en tête du tableau de distribution. Le commutateur de sources 3 positions permettra de sectionner les sources "groupe électrogène" et "onduleur" en tête du tableau de distribution intérieure (TDI). Les fiches et socles de prises de courant destinées à des tensions différentes doivent être de modèle différent. Un marquage de la tension sur le socle devra les différencier. L'usager devra remettre une attestation de conformité aux règlements et normes de sécurité en vigueur établie par son électricien ou lui-même et soumise au visa du Consuel. La mise sous tension de l'installation intérieure "privative" ne pourra intervenir qu'après remise de l'attestation établie par le Consuel (desserte en énergie de l'installation intérieure "privative" par le générateur énergie renouvelable).

18 EQUIPEMENTS DOMESTIQUES

Une attention particulière sera apportée par les usagers à l'égard de leurs récepteurs électriques pour optimiser la consommation d'énergie dans leur bâtiment (habitation, …). Pour ce faire, le maître d'œuvre apportera les conseils nécessaires aux usagers. Il n’est pas prévu de fourniture de récepteurs domestiques à l’attention de l’usager (partie "privative"). Luminaire(s) pour local technique (à la charge de l'entrepreneur) Les lampes proposées seront de type fluorescentes à tubes classiques ou fluocompactes. Les lampes, de tension nominale V, devront pouvoir s'allumer dès la valeur V-10% et supporter des surtensions permanentes allant jusqu'à V+25%, et des surtensions transitoires. Les luminaires CC seront protégés contre les inversions de polarité, et une étiquette précisera leur tension nominale. Le rendement minimum des luminaires, ballast inclus, sera de 40 lumens/watt. Les luminaires seront protégés contre les pénétrations d'insectes si le luminaire comporte un diffuseur. Les ballasts auront une durée de vie minimum de 5 000 heures. Les tubes fluorescents auront une durée de vie minimum de 3 000 heures.




Les ballasts ne devront pas être la source de perturbations radioélectriques, ni occasionner de gêne par le bruit. Il pourra être proposé des lampes spécifiques si leur choix s'impose par des contraintes d'utilisation (basse température, fréquence d'allumage, esthétique, appareil antidéflagrant,...).

SECTION 2 : PRESTATIONS DIVERSES

1 DOCUMENTATION

Les documents techniques à fournir :

1.1 A la remise de l’offre

Pour l'établissement de leur offre, les pièces à fournir par les soumissionnaires sont précisés dans le Règlement de la Consultation (RC). Les documents techniques suivants devront figurer lors de la remise de l'offre :

■ la présente 1ère partie "Spécifications générales" du CCTP; ■ la 2nde partie "Spécifications techniques particulières " du CCTP (du site à électrifier (1

lot spécifique par site) avec la mention manuscrite "Lu et accepté" ; ■ un mémoire justificatif des dispositions que le soumissionnaire se propose d'adopter

pour l'exécution des travaux, à savoir à minima : o synoptique de principe général de l'installation o documentation technique du matériel en français o planning prévisionnel de réalisation des travaux o schéma d'implantation des principaux composants sur le site et dans le bâtiment

1.2 Avant travaux

■ Les schémas électriques de l’installation et des équipements ■ Les plans de détails d’exécution des installations projetées avec indication des caractéristiques

dimensionnelles. Les entreprises peuvent être tenues de fournir également toutes les notes de calcul particulières nécessaires aux installations. Tous ces documents devront être communiqués en temps utile par l'entrepreneur au maître d'œuvre (ou, le cas échéant, à son assistant technique) afin de recevoir l'accord de ce dernier avant toute exécution, en particulier des coffrets électriques (TGTBT, TGBT, …).

1.3 Après travaux

En fin de travaux, l'installateur devra remettre un dossier de recollement complet en 4 exemplaires mini (1 ex pour maître d'ouvrage, 1 ex pour maître d'œuvre, 1 ex pour concessionnaire, 1 ex dans local technique) comportant les éléments suivants : Dossier de recollement à l'attention du concessionnaire (manuel de l'exploitant) en français comprenant :

■ les limites de fonctionnement normal du système, ■ la nomenclature des composants et équipements avec les références, ■ les numéros de série pour les principaux équipements (modules, régulateur, chargeur,

onduleur...), ■ les schémas de principe,




■ les schémas électriques détaillés et normalisés, ■ les plans de câblage de l’installation et des équipements fournis, ■ les spécifications techniques, ■ les instructions de montage, ■ les procédures de mise en service, ■ la liste des pièces détachées de rechange nécessaires pour deux années de fonctionnement et

l'entretien des matériels, ■ 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, ■ la procédure d'exploitation/de consignation devra être clairement affichée dans le local

de service électrique (document plastifié), ■ Un livre de bord de l'installation, à pages numérotées, qui permettra de noter :

o Les relevés périodiques (tension, densité des éléments de la batterie), o Les incidents éventuels, o Toutes remarques utiles.

En fin de travaux, l'installateur devra également remettre un cahier d'informations sur l'installation énergie renouvelable et de consignes d'utilisation, cahier destiné à l'usager comprenant des textes simples et claires :

■ principe de fonctionnement de l'installation, ■ signification des différents indicateurs, ■ consignes pour gérer l'énergie et conduite à tenir en fonction de l'état de charge batterie indiqué

par le report d'information accessible à l'usager, ■ tâches de maintenance de 1er niveau (nettoyage, élagage,…), ■ consignes de sécurité, ■ « Cahier de l'usager » à remettre également au Maître d'ouvrage, au maître d'œuvre et

au concessionnaire.

2 RECETTES – VISITES

2.1 Visite de piquetage

En présence de l’entrepreneur, du Maître d’ouvrage et/ou de son représentant (maître d'œuvre), une visite de piquetage sera organisée sur site avant le démarrage des travaux.

2.2 Recette sur site et Procès-Verbal de réceptio,

La recette sur site en fonction des prestations retenues comportera : ■ vérification des caractéristiques des équipements ■ vérification du fonctionnement et des performances de l’installation ■ mesures de contrôle :

o de la production du champ solaire o des consommations des équipements o des différents seuils de régulation

■ vérification du respect des règles de l'art dans l'installation du matériel (protections et sécurité) Le procès-verbal de la recette sera établi 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 ou de son représentant, de l’usager, d’un représentant de l’entreprise adjudicataire, et du concessionnaire. Un bordereau de réception définitive (ou provisoire) sera signé par l’ensemble des parties à l’issue de cette recette. Dans le cas où la réception définitive ne peut être prononcée par manquement de l’entreprise, une autre visite sera programmée et les frais engendrés seront à la charge de l’entreprise défaillante : honoraires des différents intervenants (maître d’œuvre et exploitant), déplacements, repas,…).




3 GARANTIE

Les durées de garantie pour certains matériels seront au minimum : ■ modules photovoltaïques : 10 ans ■ supports de modules et poteaux : 10 ans ■ batterie : 5 ans (*) ■ systèmes de gestion d'énergie : 2 ans ■ chargeur - onduleur : 2 ans ■ récepteurs - convertisseurs DC/DC : 1 an

(*) Garantie dégressive suivant spécifications de la Commission centrale des marchés. Ces garanties devront porter sur le matériel, la main d’œuvre et les déplacements correspondants. L’entreprise devra également garantir la fourniture de pièces détachées pendant toute la durée de vie du matériel. La période de garantie prend effet à partir de la date de réception définitive de l’installation. Au titre de la garantie, l'entreprise devra la réparation, et éventuellement le remplacement (fourniture et 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 7 jours maximum. Passé ce délai, le bénéficiaire peut 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.

4 PERFORMANCES

Les performances du système devront pouvoir être vérifiées et donner lieu à des garanties. Elles pourront s'effectuer à l'aide d'un appareil enregistreur, temporaire ou permanent, donnant chaque jour tous les paramètres énergétiques de l'installation. Si besoin est, les données traitées quotidiennement seront cumulées mensuellement et permettront la comparaison avec les données du dimensionnement.




Nom de l'entreprise :

Fait à Le

Cachet et signature

Documents

Cahier des Clauses Techniques Particulières (C.C.T.P.)smem.fr/IMG/pdf/CCTP_-_Specifications_generales_communes_aux_3... · EN 50272-2 (Règles de ... Habitabilité de l’ouvrage