Avis Technique 21/12-23

Procédé photovoltaïque

Photovoltaic panel

Photovoltaikpanel

Module photovoltaïque verre/polymère mis en œuvre en toiture

S-TE INTEGRA Titulaire : Société TENESOL

12-14 allées du levant FR - 69890 LA TOUR DE SALVAGNY

Tél. : 04 78 48 88 50 Fax : 04 78 19 44 83 E-mail : jc.girouard@tenesol.com Internet : www.tenesol.com

Commission chargée de formuler des Avis Techniques et Documents Techniques d’Application (arrêté du 21 mars 2012) Groupe Spécialisé n° 21 Procédés photovoltaïques

Vu pour enregistrement le 14 juin 2012

Secrétariat de la commission des Avis Techniques et Documents Techniques d’Application CSTB, 84 avenue Jean Jaurès, Champs-sur-Marne, FR-77447 Marne-la-Vallée Cedex 2 Tél. : 01 64 68 82 82 - Fax : 01 60 05 70 37 - Internet : www.cstb.fr

Les Avis Techniques sont publiés par le Secrétariat des Avis Techniques, assuré par le CSTB. Les versions authentifiées sont disponibles gratuitement sur le site internet du CSTB (http://www.cstb.fr) CSTB 2012

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Le Groupe Spécialisé n° 21 "Procédés photovoltaïques" de la Commission chargée de formuler des Avis Techniques et Documents Techniques d’Application a examiné, le 9 février 2012, le procédé photovoltaïque "STE INTEGRA", présenté par la société TENESOL. Il a formulé sur ce procédé l’Avis Technique ci-après. Cet Avis est formulé pour les utilisations en France européenne.

1. Définition succincte

1.1 Description succincte Procédé photovoltaïque, mis en œuvre en toiture partielle ou complète, sur charpentes bois, en remplacement de petits éléments de couverture tuiles (à l'exception des tuiles à pureau plat) ou ardoises. Il est destiné à la réalisation d’installations productrices d’électricité solaire. Il intègre : un (des) module(s) photovoltaïque(s), de puissance comprise entre

130 Wc et 150 Wc, un système de montage permettant une mise en œuvre en toiture des

modules en mode "portrait" et "paysage". La mise en œuvre est associée à un écran de sous-toiture ou à un voli-geage continu dans le cas d'une toiture n'en disposant pas.

1.2 Identification Les marques commerciales et les références des modules sont inscrites à l'arrière du module reprenant les informations suivantes : le nom du module, son numéro de série, ses principales caractéristiques électriques ainsi que le nom et l’adresse du fabricant. Cet étiquetage fait également mention du risque inhérent à la production d’électricité du module dès son exposition à un rayonnement lumineux. Les autres constituants sont identifiables par leur géométrie particulière et sont référencés, lors de leur livraison, par une liste présente sur les colis les contenant.

2. AVIS Le présent Avis ne vise pas la partie courant alternatif de l’installation électrique, ni l’onduleur permettant la transformation du courant continu en courant alternatif.

2.1 Domaine d’emploi accepté Domaine d’emploi proposé au § 1.2 du Dossier Technique, restreint a des longueurs de rampant projetées au-dessus des abergements hauts égales à 1 m maximum.

2.2 Appréciation sur le produit

2.21 Conformité normative des modules La conformité des modules photovoltaïques non cadrés à la norme NF EN 61215 permet de déterminer leurs caractéristiques électriques et thermiques et de s’assurer de leur aptitude à supporter une exposition prolongée aux climats généraux d’air libre, définis dans la CEI 60721-2-1.

2.22 Données environnementales et sanitaires Il n’existe pas de FDES pour ce produit (procédé). Il est rappelé que les FDES n’entrent pas dans le champ d’examen d’aptitude à l’emploi du produit (procédé).

2.23 Aptitude à l’emploi

2.231 Fonction génie électrique

Sécurité électrique du champ photovoltaïque Conducteurs électriques

Le respect des prescriptions définies dans la norme NF C 15-100 en vigueur, pour le dimensionnement et la pose, permet de s’assurer de la sécurité et du bon fonctionnement des conducteurs électriques. Les câbles électriques utilisés ont une tenue en température am-biante de - 40 °C à 110 °C et peuvent être mis en œuvre jusqu’à une tension de 1000 V en courant continu, ce qui permet d’assurer une bonne aptitude à l’emploi des câbles électriques de l’installation.

Protection des personnes contre les chocs électriques Les modules photovoltaïques non cadrés sont certifiés d’une classe d'Application A selon la norme NF EN 61730, jusqu’à une tension maximum de 1000 V DC et sont ainsi considérés comme répondant aux prescriptions de la classe de sécurité électrique II jusqu’à 1000 V DC.

Les connecteurs TYCO Electronics utilisés, ayant un indice de protec-tion IP 67, sont des connecteurs débrochables permettant un bon contact électrique entre chacune des polarités et assurant également une protection de l’installateur contre les risques de chocs élec-triques. L’utilisation de rallonges électriques (pour les connexions éventuelles entre modules, entre séries de modules et vers l’onduleur, ...) équi-pées de connecteurs de même fabricant, même type et même marque, permet d’assurer la fiabilité du contact électrique entre les connecteurs. La réalisation de l’installation photovoltaïque conformément au guide UTE C 15-712-1 en vigueur permet d’assurer la protection des biens et des personnes. L'utilisation de connecteurs type SOLFIL (pour la liaison des rails) et de raccords à griffes (pour la liaison principale) pour un raccordement en peigne des masses métalliques de l'installation permet d'assurer la continuité de la liaison équipotentielle des masses du champ photo-voltaïque lors de la maintenance du procédé.

Sécurité par rapport aux ombrages partiels Le phénomène de “point chaud” pouvant conduire à une détérioration du module est évité grâce à l’implantation de trois diodes bypass sur chacun des modules photovoltaïques.

Puissance crête des modules utilisés

Les modules "TEIxxx-36P" sont de puissance crête comprise entre 130 Wc et 140 Wc par pas de 5 Wc. Les modules "TEIyyy-36M" sont de puissance crête comprise entre 140 Wc et 150 Wc par pas de 5 Wc.

2.232 Fonction Couverture

Stabilité La stabilité du procédé est convenablement assurée sous réserve : d'un calcul au cas par cas des charges climatiques appliquées sur la

toiture, en tenant compte lorsque nécessaire des actions locales au ni-veau de l'égout et des rives, pour vérifier que celles-ci n'excèdent pas : - 1300 Pa sous charge normale de neige (selon les règles NV65 modi-

fiées), - 1370 Pa sous charge normale de vent (selon les règles NV65 modi-

fiées), d’une reconnaissance préalable de la charpente support vis-à-vis de la

tenue des fixations, que la toiture d'implantation présente les caractéristiques suivantes:

- entraxe maximum entre chevrons de 700 mm, - épaisseur minimale de liteaux de 25 mm.

Sécurité en cas de séisme Au regard de l’arrêté du 22 octobre 2010, modifié par l’Arrêté du 19 juillet 2011, relatif à la classification et aux règles de construction parasismique applicables aux bâtiments de la classe dite « à risque nor-mal », les applications du procédé ne sont pas limitées compte tenu de l'utilisation du procédé en France Européenne.

Complexité de toiture L'application du procédé en toiture complète paraît pouvoir être envisa-gée favorablement compte tenu de la fourniture systématique des tôles de finition de l'installation photovoltaïque par la société TENESOL.

Étanchéité à l’eau La conception globale du procédé, ses conditions de pose prévues par le Dossier Technique permettent de considérer une étanchéité à l’eau satis-faisante. Le fait que la société TENESOL fournisse systématiquement les tôleries de finition aux installateurs sous-traitants, ainsi que le recours toujours possible à son assistance technique permettent de préjuger favorable-ment de la conception de ces pièces et de l'étanchéité de l'ensemble de l'installation photovoltaïque.

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Risques de condensation Les mises en œuvre, telles que décrites dans le Dossier Technique, per-mettent de gérer les risques de condensation de façon satisfaisante grâce à l’utilisation d’un écran de sous toiture sous le procédé ou d'un voligeage continu au dessus d'une charpente conforme aux DTU concernés.

Ventilation de la toiture La mise en œuvre du procédé photovoltaïque telle que décrite dans le Dossier Technique et dans la notice de pose ne vient pas perturber la ventilation naturelle de la toiture qui doit être conforme aux DTU concer-nés.

Sécurité au feu Les modules photovoltaïques ne sont pas destinés à constituer la face plafond de locaux occupés. Les critères de réaction et de résistance au feu, ainsi que le comporte-ment au feu extérieur de toiture, prescrits par la réglementation doivent être appliqués en fonction du bâtiment concerné. Un classement au feu extérieur B roof t (3) a été déterminé sur le procé-dé S-TE INTEGRA équipé de modules photovoltaïques "TEIxxx-36P" et d'un écran de sous-toiture, pour les pentes considérées dans le domaine d'emploi et dans les conditions du procès verbal n°RS11-060 en date du 23 Juin 2011. Dans le cas des Établissements Recevant du Public (ERP), la Commission Centrale de Sécurité (CCS) préconise par ailleurs la réalisation de me-sures visant à assurer la sécurité des intervenants et des usagers (voir "Avis de la CCS sur les mesures de sécurité à prendre en cas d’installation de panneaux photovoltaïques dans un ERP" – Relevé des Avis de la réunion du 5 novembre 2009 de la sous-commission perma-nente de la CSS).

Sécurité des usagers La sécurité des usagers au bris de glace des modules est assurée grâce à un domaine d’emploi limité à la mise en œuvre du procédé sur toiture isolée ou au dessus de combles perdus.

Sécurité des intervenants La sécurité des intervenants lors de la pose, de l’entretien et de la main-tenance est normalement assurée grâce à la mise en place : de dispositifs permettant la circulation des personnes sans appui direct

sur les modules (par exemple l'échelle), de dispositifs anti-chute selon la réglementation en vigueur : d’une part

pour éviter les chutes sur les modules et d’autre part, pour éviter les chutes depuis la toiture.

Attention, le procédé S-TE INTEGRA ne peut en aucun cas servir de point d’ancrage à un système de sécurité.

2.24 Durabilité - Entretien La durabilité propre des composants, leur compatibilité, la nature des contrôles effectués tout au long de leur fabrication permettent de préju-ger favorablement de la durabilité du procédé photovoltaïque dans le domaine d’emploi prévu. Dans les conditions de pose prévues par le domaine d'emploi accepté par l'Avis, en respectant le guide de choix des matériaux (voir le Tableau 1) et moyennant un entretien conforme aux indications portées dans le Dossier Technique, la durabilité de cette couverture peut être estimée comme satisfaisante.

2.25 Fabrication et contrôle Les contrôles internes de fabrication systématiques effectués dans les usines de fabrication permettent de préjuger favorablement de la cons-tance de qualité de la fabrication du procédé photovoltaïque.

2.26 Mise en œuvre La mise en œuvre du procédé photovoltaïque effectuée par des installa-teurs agréés (avertis des particularités de pose de ce procédé grâce à une formation obligatoire, disposant de compétences en couverture pour la pose du procédé en toiture et de compétences électriques pour la con-nexion électrique de l'installation photovoltaïque, complétées par une qualification pour la pose de procédés photovoltaïques) et systématique-ment accompagnés par la société TENESOL lors de leur premier chantier permet d’assurer une bonne réalisation des installations. Le mode constructif et les dispositions de mise en œuvre relèvent de techniques classiques de mise en œuvre en couverture, à l’exception de la pose de l'écran de sous-toiture pouvant être effectuée entre le plate-lage et les profilés rails.

2.3 Cahier des Prescriptions Techniques 2.31 Prescriptions communes Ce procédé ne peut être utilisé que pour le traitement des couvertures, de formes simples, ne présentant aucune pénétration sur la surface d'implantation du procédé photovoltaïque. Une reconnaissance préalable de la charpente support vis-à-vis de la présence ou non d’un écran de sous-toiture et de la tenue des fixations est à faire à l’instigation du maître d’ouvrage. Les modules photovoltaïques doivent être installés de façon à ne pas subir d’ombrages portés afin de limiter les risques d’échauffement pou-vant entraîner des pertes de puissance et une détérioration prématurée des modules. La réalisation de l’installation devra être effectuée conformément aux documents suivants en vigueur : norme électrique NF C 15-100, guide UTE C 15-712-1, guide « Installations solaires photovoltaïques raccordées au réseau public de distribution et inférieures ou égales à 250kVA » édité dans les cahiers pratiques de l’association Promotelec et « Guide pratique à l’usage des bureaux d’étude et installateurs pour l’installation de géné-rateurs photovoltaïques raccordés au réseau » édité par l’ADEME et le SER. La continuité de la liaison équipotentielle des masses du champ photovol-taïque doit être maintenue, même en cas de maintenance ou de répara-tion. En présence d’un rayonnement lumineux, les modules photovoltaïques produisent du courant continu et ceci sans possibilité d’arrêt. La tension en sortie d’une chaîne de modules reliés en série peut rapidement devenir dangereuse, il est donc important de prendre en compte cette spécificité et de porter une attention particulière à la mise en sécurité électrique de toute intervention menée sur de tels procédés.

2.32 Prescriptions techniques particulières

2.321 Livraison La notice de montage et la notice de câblage doivent être fournies avec le procédé.

2.322 Installation électrique Les spécifications relatives à l’installation électrique décrites au Dossier Technique doivent être respectées.

2.323 Mise en œuvre Chaque mise en œuvre requiert une vérification des charges climatiques appliquées sur la toiture considérée, en tenant compte le cas échéant des actions locales actions locales au niveau de l'égout et des rives, au regard des contraintes maximales admissibles du procédé. Les règles de mise en œuvre décrites au Dossier Technique et les disposi-tions mentionnées au § 2.232 "Stabilité" doivent être respectées. La mise en œuvre est prévue pour être exécutée sur des structures por-teuses en bois, conformément à la norme NF EN 1995-1-1/NA. Dans ce cas, les valeurs limites à prendre en compte pour les flèches sont celles figurant à l'intersection de la colonne "Bâtiments courants" et de la ligne "Éléments structuraux" du Tableau 7.2 de la clause 7.2(2) de la NF EN 1995-1-1/NA. Il est nécessaire, pour assurer une bonne mise en œuvre, d'apporter une grande précision lors du calepinage du procédé (emplacement des planches et des éléments du système de montage), de respecter la pente définie dans le Dossier Technique (entre 15° et 65°) ainsi que le sens de pose des raccordements supérieurs (de la gauche vers la droite). Dans le cas d'une mise en œuvre associée à des tuiles plates, le calepinage du procédé devra obligatoirement indiquer la position de l'extrémité de la bande de plomb plissée. Celle-ci doit se trouver à une distance d'au moins une tuile et demie de l'extrémité latérale de l'installation et à une distance de cette tuile d'au moins un quart de sa longueur pour éviter d'être à l'aplomb de la jonction de deux tuiles. De plus, le charpentier doit être informé que le procédé génère des conti-nuités d’appuis sur les pannes et que les descentes de charge doivent sont données au Tableau 6. Il est également nécessaire de noter que la mise en œuvre requiert une attention particulière concernant : La pose des bandes d'interface sur la ligne de crapauds en extrémité

basse d'installation dans le cas d'une mise en œuvre en configuration paysage.

Le montage doit impérativement être réalisé au dessus d’un écran de sous-toiture : si cet écran n’est pas présent sur la toiture, il sera obli-gatoire d'ajouter un voligeage continu avec un espace maximum entre planches de 5 mm.

La mise en œuvre, ainsi que les opérations d’entretien, de maintenance et de réparation du procédé photovoltaïque doit être assurée par des installateurs agréés par la société TENESOL. En cas de bris de glace ou d’endommagement d’un module photovol-taïque, un bâchage efficace doit être assuré et un remplacement de ce module défectueux réalisé dans les plus brefs délais.

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2.324 Assistance technique La société TENESOL est tenue d’apporter son assistance technique à toute entreprise installant le procédé qui en fera la demande.

Conclusions

Appréciation globale L'utilisation du procédé dans le domaine d'emploi accepté favora-blement

Validité Jusqu'au 28 février 2015.

Pour le Groupe Spécialisé n° 21 Le Président

Georges CHAMBE

3. Remarques complémentaires du Groupe Spécialisé

Les applications de ce procédé, en climat de montagne (altitude > 900 m), ne sont pas concernées par le domaine d’emploi accepté par l’Avis. Comme pour l'ensemble des procédés de ce domaine : Il est recommandé d’installer les modules photovoltaïques en partie

supérieure de la couverture, en complément des dispositions construc-tives déjà prises pour assurer l’étanchéité à l’eau entre les éléments de couverture et les modules photovoltaïques.

Chaque mise en œuvre requiert : - une vérification des charges climatiques appliquées sur la toiture

considérée, en tenant compte le cas échéant des actions locales, au regard des contraintes maximales admissibles du procédé,

- une reconnaissance préalable de la charpente support vis-à-vis de la tenue des fixations.

Une attention particulière doit être apportée à la mise en œuvre afin de ne pas perturber la ventilation naturelle de la toiture.

Le Groupe Spécialisé souhaite également préciser que les préconisations relatives à l’installation électrique, conformes aux prescriptions actuelles du guide UTE C 15-712-1 en vigueur, nécessitent d'évoluer parallèlement aux éventuelles mises à jour de ce guide.

Le Rapporteur du Groupe Spécialisé n° 21 Nadège BLANCHARD

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Dossier Technique établi par le demandeur

A. Description 1. Description générale

1.1 Présentation Procédé photovoltaïque, mis en œuvre en toiture partielle ou complète, sur charpentes bois, en remplacement de petits éléments de couverture tuiles (à l'exception des tuiles à pureau plat) ou ardoises. Il est destiné à la réalisation d’installations productrices d’électricité solaire. Il intègre : un (des) module(s) photovoltaïque(s), de puissance comprise entre

120 Wc et 150 Wc, sans cadre, un système de montage permettant une mise en œuvre en toiture

des modules en mode "portrait" ou "paysage". La mise en œuvre est associée à un écran de sous-toiture.

1.2 Domaine d’emploi Utilisation en France européenne :

- sauf en climat de montagne caractérisé par une altitude supérieure à 900 m,

- uniquement au-dessus de locaux à faible ou moyenne hygromé-trie.

Mise en œuvre : - sur toitures inclinées de bâtiment neuf ou existant, ne présentant

aucune pénétration (cheminées, sorties de toiture, fenêtres de toit…) sur la surface d’implantation des modules photovoltaïques,

- sur toiture isolée ou au dessus de combles perdues, - exclusivement sur charpente bois (chevrons bois et liteaux) en

remplacement de petits éléments de couverture tuiles ou ardoises tuiles à emboîtement ou à glissement à relief, tuiles canal, tuiles plates ou d’ardoises. L'épaisseur maximale des tuiles plates et des ardoises ne doit pas excéder 16 mm,

- les couvertures doivent être conformes aux prescriptions des DTU de la série 40.1 et 40.2 (40.21, 40.22, 40.24, 40.25, 40.23),

- concernés (notamment pour la pente, la longueur de rampant et la présence ou non d’un écran de sous toiture).

La toiture d’implantation doit présenter les caractéristiques suivantes : - un entraxe entre chevrons maximum de 700 mm, - une épaisseur de liteaux minimale de 25 mm, - des versants de pente, imposée par la toiture, compris entre 27 %

et 215 % (15 et 65 °) Les modules photovoltaïques doivent obligatoirement être installés :

- en partie courante de toiture. Il est toutefois possible de descendre le champ photovoltaïque jusqu’à l’égout et d’aller jusqu’aux rives latérales de la toiture. En revanche, un rang d’éléments de couver-ture doit toujours être conservé au niveau du faîtage pour per-mettre un recouvrement sur les abergements hauts,

- sur des longueurs de rampants de toiture maximum limitées à celles définies pour les éléments de couvertures environnants par les normes NF DTU de la série 40. sur des toitures soumises à des charges climatiques sous

vent normal (selon les règles NV 65 modifiées) n’excédant pas 1 370 Pa.

sur des toitures soumises à des charges climatiques sous neige normale (selon les règles NV 65 modifiées) n’excédant pas 1 300 Pa.

La mise en œuvre est associée à un écran de sous-toiture ou à un voligeage continu dans le cas où d'une toiture n'en disposant pas.

En fonction des matériaux constitutifs du procédé, le Tableau 1 précise les atmosphères extérieures permises.

2. Éléments constitutifs Le procédé photovoltaïque "S-TE INTEGRA" (voir la Figure 1) est l’association d’un module photovoltaïque non cadré et d’un système de montage spécifique lui permettant une mise en œuvre en toiture. Tous les éléments décrits dans ce paragraphe font partie de la livraison du procédé assurée par la société TENESOL.

2.1 Module photovoltaïque Les modules photovoltaïques (voir la Figure 2), fabriqués par la société TENESOL, sont de deux natures différentes et possèdent les déno-minations commerciales suivantes : TEIxxx-36P, TEIyyy-36M. Ces dénominations commerciales se déclinent en fonction de la puissance crête et du type de cellule photovoltaïque : xxx allant de 130 à 140 Wc avec un pas successif de 5 Wc, yyy allant de 140 à 150 Wc avec un pas successif de 5 Wc, "P" pour polycristalline, "M" pour monocristalline. Ils ne différent que par la puissance et la technologie des cellules photovol-taïques.

2.11 Film polymère Trois films polymère différents peuvent être utilisés : Fournisseur 1 :

- Composition : à base de PET (Polyéthylène téréphtalate) entre deux couches de PVF (Polyfluorure de vinyle ou Tedlar®) avec un traitement spécifique de la surface intérieure pour permettre une meilleure adhé-rence de la résine encapsulante.

- Épaisseur : (0,35 ± 0,03) mm, - Tension diélectrique maximum admissible : 1 145 V.

Fournisseur 2 : - Composition : à base de Protekt®, PET (Polyéthylène téréphtalate) et

EVA (Ethyl Vinyl Acétate). - Épaisseur : (0,242 ± 0,037) mm. - Tension diélectrique maximum admissible > 1 000 V.

Fournisseur 3 : - Composition : Complexe multicouches à base de polyamide modifié. - Épaisseur : (0,35 ± 0,05) mm. - Tension diélectrique maximum admissible : > 1 000 V.

2.12 Cellules photovoltaïques Au nombre de 36, ces cellules sont connectées en série et réparties en 4 colonnes de 9 cellules selon la configuration suivante :

- distance minimale entre cellules horizontalement : (4 ± 3) mm, - distance minimale entre cellules verticalement : (4 ± 3) mm, - distance minimale entre cellules horizontalement : (4 ± 3) mm, - distance minimale entre cellules verticalement : (4 ± 3) mm, - distance minimale aux bords latéraux : (32 ± 4,5) mm, - distance minimale au bord supérieur : (40 ± 3,5) mm, - distance minimale au bord inférieur : (34 ± 3,5) mm.

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Module "TEIxxx-36P", Les cellules de silicium utilisées proviennent de 5 fournisseurs diffé-rents:

Fournisseur Q.CELLS

Fournisseur DELSOLAR

Dénomination commerciale Q6LTT-3 D6P

Technologie des cellules polycristalline polycristalline

Épaisseur (µm) 180 ± 30

180 ± 30

200 ± 30

220 ± 40

Dimensions (mm) 156 × 156 ± 0,5 156 × 156 ± 0,5

Fournisseur MPO

Fournisseur MOTECH

Fournisseur PHOTOVOLTECH

Dénomination commerciale MPO Solo IM156 STD156

Technologie des cellules polycristalline polycristalline polycristallin

Épaisseur (µm) 180 ± 30

180 ± 30

200 ± 30

220 ± 40

180 ± 30

200 ± 40

Dimensions

(mm) 156 × 156 ±

0,5 156 × 156 ±

0,5 156 × 156 ± 0,5

Module "TEIxxx-36M", Les cellules de silicium utilisées proviennent de 3 fournisseurs différents :

Fournisseur DELSOLAR

Fournisseur SUNIVA

Fournisseur Q-CELLS

Dénomination commerciale D6G ARTisun

série 3 bus Q6LM

Technologie des cellules monocristalline monocristalline monocristalline

Épaisseur (µm)

180 ± 30 200 ± 30 180 ± 30 180 ± 30

200 ± 40

Dimensions (mm)

156 × 156 ± 0,5

156 × 156 ± 0,5

156 × 156 ± 0,5

2.13 Collecteurs entre cellules Les collecteurs entre cellules photovoltaïques sont en cuivre étamé.

2.14 Intercalaire encapsulant Résine à base d’EVA (Ethyl Vinyl Acétate) de 0,46 mm d’épaisseur permettant d’encapsuler les cellules entre le film polymère et le vitrage.

2.15 Vitrage Module "TEIxxx-36P" et Module "TEIxxx-36M"

- Nature : verre trempé extra clair conforme à la norme EN 12150 avec une couche anti-reflet,

- Facteur solaire : 90,8 %, - Epaisseur : (4 ± 0,2) mm, - Dimensions : (1 510 × 700) mm.

Module "TEIxxx-36P" - Nature : verre trempé extra clair conforme à la norme EN 12150

avec une couche anti-reflet, - Facteur solaire : 91 %, - Epaisseur : (4 ± 0,2) mm, - Dimensions : (1 510 × 700) mm.

2.16 Constituants électriques

2.161 Boîte de connexion Une boîte de connexion du fabricant TENESOL de dénomination "JBV8.2" est collée avec du silicone en sous-face du module. Elle présente les dimen-sions hors-tout suivantes : 127 x 92,5 x 30 mm. Cette boîte de connexion est fournie avec 3 diodes bypass (voir § 2.162) et permet le raccordement aux câbles qui permettront la connexion des mo-dules. Elle est remplie de (ex : d'un mastic silicone). Elle possède les caractéristiques suivantes : Classe II de sécurité électrique, Indice de protection : IP55,

Tension de système maximum : 1 000 V DC entre polarités, Courant maximal admissible (intensité assignée) : 9 A, Plage de température : - 40 °C à + 85 °C.

2.162 Diodes bypass 3 diodes bypass sont implantées dans chaque boîte de connexion des mo-dules. Module "TEIxxx-36P". Chacune de ces diodes protègent une série de 20 cellules. Module "TEIxxx-36M". Chacune de ces diodes protègent une série de 24 cellules. Elles permettent de limiter les échauffements dus aux ombrages sur le module en basculant le courant sur la série de cellules suivante et évitent ainsi le phénomène de “point chaud”.

2.163 Câbles électriques Les modules sont équipés de deux câbles électriques de longueurs asymé-triques : 840 mm pour la polarité positive et 1 030 mm pour la polarité négative dont la section est de 4 mm2. Ces câbles se trouvent à l’arrière du module, en sortie de la boîte de connexion, et sont équipés de connecteurs adaptés (voir § 2.164). Ces câbles ont notamment les spécifications suivantes : Classe II de sécurité électrique. Plage de température ambiante maximum : - 40 °C à 110 °C. Courant maximum admissible (intensité assignée) de 36 A. Tension assignée : 1 000 V. Double isolation. Certificat TÜV 1169/08.07 selon les spécifications 2Pfg / VDE. Tous les câbles électriques de l’installation (en sortie des modules et pour les connexions entre séries de modules et vers l’onduleur) sont en accord avec la norme NF C 15-100 en vigueur, le guide UTE C 15-712-1 en vi-gueur, et les spécifications des onduleurs (longueur et section de câble adaptées au projet).

2.164 Connecteurs électriques Les connecteurs électriques utilisés sont des connecteurs débrochables de la société TYCO Electronics, préassemblés en usine aux câbles des modules. De marque TYCO Electronics et de type 6-1394461-2, ces connecteurs sont certifiés par le TÜV et ont les caractéristiques suivantes : Indice de protection électrique IP 67. Classe II de sécurité électrique. Tension assignée de 1 000 V. Courant maximum admissible (intensité assignée) de 25 A. Plage de température de - 40 °C à + 85 °C. Résistance de contact : 1 mΩ. Des deux câbles sortant du module, celui dont la polarité est positive est muni d’un connecteur femelle tandis que celui dont la polarité est négative est muni d’un connecteur mâle. Les connecteurs des câbles supplémentaires (pour les connexions entre séries de modules et vers l’onduleur) doivent être identiques (même fabri-cant, même marque et même type) aux connecteurs auxquels ils sont destinés à être reliés : pour ce faire, des rallonges peuvent être fabriquées grâce à des sertisseuses spécifiques.

2.2 Système de montage Les éléments de ce système de montage sont commercialisés par projet suite au dimensionnement de la société TENESOL.

2.21 Ensemble "support" La structure support qui permet le soutien de l'ensemble de l'installation est constituée des éléments suivants : Profilés Rail (Aluminium EN AW 6106 T6 ou EN AW 6005A T6 ou

EN AW 6082 T6).

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Ces profilés (voir la Figure 3) sont destinés à constituer en majeure partie la structure support sur laquelle reposent les modules photovol-taïques. Leur conception intègre au centre de leur largeur une gorge longitudi-nale destinée à accueillir la vis de fixation du serreur. La géométrie de cette gorge permet, sur ses parties latérales extérieures, de recevoir des cales périphériques pour le positionnement des modules photovol-taïques. De plus, deux surélévations séparées symétriquement par la gorge centrale et munies chacune d'un joint filant permettent de sup-porter les modules photovoltaïques. Ces joints d’étanchéité filants sont composés de deux parties :

- en PP de dureté 90 Shores A pour la partie de fixation (talon) ; - en TPV de dureté 55 Shores A pour la partie en appui sous le mo-

dule. Une gorge longitudinale positionnée sur chaque partie latérale du rail permet d’accueillir les crapauds de fixation. Ces rails comportent des trous taraudés ISO M8 pour fixer les traverses avec un entraxe de 77,5 mm avec le premier trou à 16 mm de l’extrémité basse du rail. De section (96,54 x 38,1) mm, ces profilés peuvent être de différentes longueurs en fonction de l’orientation des modules ainsi que du nombre de modules sur le rampant : voir le Tableau 2. Modules d’inertie :

- Iy/v= 16,69 cm3, - Ix/v= 2,91 cm3.

Point fixe (Acier galvanisé) Ces pièces d’épaisseur 3 mm (voir la Figure 4), fixées sur la charpente et positionnées en partie haute de l’installation sur le sommet du rail permettent de maintenir le rail et forcer sa dilatation vers le bas du champ photovoltaïque. Dimensions hors-tout (l × L × H): 81,5 × 22 × 110 mm. Perçages :

- 2 Trous de diamètre 8,5 mm pour réaliser la fixation sur le rail. - 3 Trous de diamètre 7 mm pour réaliser la fixation sur la char-

pente. Crapaud (Aluminium EN AW 6106 T6 ou EN AW 6005A T6 ou

EN AW 6082 T6). Ces pièces permettent de fixer les profilés rails sur le platelage qui sera ajouté à la charpente. Le crapaud vient se glisser dans le logement du rail prévu à cet effet par l’intermédiaire d’extensions ("ailes") dont la forme est complémentaire à celle de la gorge. Il est fixé à la charpente avec une vis au travers d’un perçage positionné sur sa partie centrale. Les ailes de fixations, positionnées à des hauteurs différentes sur cha-cune des faces latérales de la pièce permettent de modifier la planéité de la charpente. Cette dissymétrie autorise 4 réglages différents obte-nus par rotation de la pièce autour de ses 2 axes principaux. Ces 4 réglages sont repérés par différentes stries (Voir la Figure 5). Dimensions hors-tout (L×H×e): 40×28×59,6 mm. Traverse (Aluminium EN AW 6106 T6 ou EN AW 6005A T6 ou

EN AW 6082 T6). Les traverses (voir la Figure 6) sont destinées à constituer la structure support transversale sur laquelle viendront reposer les modules photo-voltaïques. Leur conception intègre au centre de leur largeur une gorge longitudi-nale destinée à accueillir la vis de fixation du serreur. La géométrie de cette gorge permet, sur ses parties latérales extérieures, de recevoir des cales périphériques pour le positionnement des modules photovol-taïques. De plus, deux surélévations séparées symétriquement par la gorge centrale et munies chacune d'un joint filant permettent de sup-porter les modules photovoltaïques. Ces joints d’étanchéité filants sont composés deux de parties :

- en PP de dureté 90 Shores A pour la partie de fixation (talon) ; - en TPV de dureté 55 Shores A pour la partie en appui sous le mo-

dule. Leur conception permet de drainer l’eau vers les rails sur lesquels elles sont fixées. En plus des joints fixés sur les gorges du rail, les traverses sont équi-pées de joint sur l’extrémité de chacune de leur face inférieure en contact avec le rail sur lequel elles reposent. Ces joints EPDM ont une forme rectangulaire de section 96 × 14 mm et d’épaisseur 1 mm. Pour permettre l’assemblage du joint sur la traverse, la face du joint en contact avec celle de la traverse est adhésive. Cet assemblage est réalisé en usine. Ces joints ont pour fonction de traiter des infiltrations d’eau par capillarité sur les jonctions avec les rails.

De section (96,54 x 18,1) mm, ces profilés peuvent être de deux longueurs différentes en fonction de l’orientation des modules (portrait ou paysage).

- Longueur portrait : 658 mm. - Longueur paysage : 1 468 mm.

Les traverses utilisées lors d’une mise en œuvre en configuration paysage comportent une encoche usinée. Cette encoche de dimension 40 × 4 mm et située au milieu de la longueur de la traverse permet de marquer l’emplacement de l’ancrage. Perçages : 4 trous de diamètre 8,5 mm. Moment d’inertie : 11 842 mm4. Ancrage Ces pièces, utilisées uniquement dans le cas d’une configuration des mo-dules en mode paysage sont composées des éléments suivants :

- Ancre Basse (Aluminium EN AW 6106 T6 ou EN AW 6005A T6 ou EN AW 6082 T6).

Ces pièces (voir la Figure 7) sont disposées sous les traverses permettant ainsi un appui supplémentaire de la structure transversale de l’installation. Fixées à la charpente par l’intermédiaire des crapauds logés dans une gorge (identique à celle des rails), sa partie haute est constituée de deux trous destinés à accueillir l’ancre haute. Dimensions hors-tout (L × l × H) : 36 × 19 × 200 mm. Perçages : 2 Trous taraudés ISO M8 pour réaliser la fixation de l’ancre haute.

- Ancre Haute (Aluminium EN AW 6106 T6 ou EN AW 6005A T6 ou EN AW 6082 T6).

Ces pièces (voir la Figure 8) maintiennent les traverses par pincement en venant se loger dans le grugeage de la traverse. Elles sont fixées aux ancres basses à l'aide de deux vis M8 × 12. Perçage : 1 trou oblong de longueur 16 mm et de largeur 9 mm. Dimensions hors-tout (L × l × H) : 36 × 34 × 11 mm. Serreurs horizontaux et verticaux (Aluminium EN AW 6106 T6 ou

EN AW 6005A T6 ou EN AW 6082 T6). Laqués avec une peinture en poudre thermodurcissable à base de résine polyester de RAL7021 sous labels QUALICOAT et QUALIMARINE, ces pièces permettent de brider les modules contre leur structure support. Les serreurs horizontaux sont fixés sur les traverses tandis que les serreurs verticaux sont fixés sur les rails. Deux gorges longitudinales sur la face inférieure des serreurs permettent de fixer des "joints filants" en EPDM et traiter ainsi de l’étanchéité entre les modules. De section 4 × 58 mm, ces profilés peuvent être de différentes longueurs en fonction du mode d’implantation ainsi que du nombre de modules sur le rampant (Voir la Figure 9). Le Tableau 3 répertorie les différentes longueurs de serreurs ainsi que le nombre de modules qu’ils recouvrent. La dénomination des serreurs indique s’il s’agit de serreurs verticaux ou horizontaux ainsi que le nombre "n" de modules photovoltaïques que le serreur recouvre : Xn pour les serreurs horizontaux ; Yn pour les serreurs verticaux. Lorsqu’ils sont utilisés en mode paysage, la dénomination des modules est suivie de l’indication "PA". Certains serreurs sont dits "complémentaires" : associés à d’autres ser-reurs, ils permettent de couvrir l’ensemble des combinaisons possibles de mise en œuvre des modules. Les serreurs horizontaux, en plus du "joint filant" disposent "d’un joint languette" sur chacune de leurs extrémités de leur face inférieure en con-tact avec le module photovoltaïque. Ces joints EPDM de dureté 70 shores A et d’épaisseur 1 mm ont une forme de "T". La partie verticale du joint a une section de 35 × 39 mm et la partie horizontale a une section de 65 × 21 mm. Pour permettre l’assemblage des deux pièces, la face de la partie verticale du joint en contact avec celle du serreur horizontale est adhésive. Cet assemblage est réalisé en usine. Ces "joints languettes" sont destinés à traiter de l’étanchéité en angle des modules au croisement des serreurs verticaux et horizontaux (voir la Figure 9). Ces serreurs comportent des trous de diamètre 8 mm pour réaliser la fixation sur le rail. Leur nombre dépend du mode de pose des modules.

- 4 pour la fixation des modules implantés en mode paysage. - 3 pour la fixation des modules implantés en mode portrait.

Fixation de faîtage (Aluminium EN AW 6106 T6 ou EN AW 6005A T6 ou EN AW 6082 T6).

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Ces pièces (voir la Figure 10), utilisées à la place des serreurs horizon-taux sur la ligne de traverse de l’installation la plus proche du faîtage, effectuent la liaison mécanique entre la tôlerie supérieure et le reste du procédé. Pour ventiler le procédé, la partie supérieure de la pièce est fraisée. Ainsi, elles intègrent : deux découpes de 170 mm en mode portrait, trois découpes de 230 mm en mode paysage. Deux gorges longitudinales sur la face inférieure des serreurs permet-tent de fixer des "joints filants" en EPDM et traiter ainsi de l’étanchéité entre les modules. Tout comme les serreurs horizontaux, les fixations de faîtage sont équipées sur chacune de leurs extrémités d’un "joint languette" en EPDM. Ces joints de dimensions égales et de même composition que ceux équipant les serreurs horizontaux sont destinés à traiter l’étanchéité en angle des modules au croisement des fixations de faîtage et des serreurs horizontaux. Dimensions : De section hors-tout 77,5 × 20 mm, les longueurs diffèrent selon l’orientation des modules photovoltaïques : en mode portrait, la pièce a une longueur de 658 mm tandis qu’en mode paysage, celle-ci mesure 1 468 mm. Perçages :

- Mode portrait : 3 trous de diamètre 6 mm pour réaliser la fixation sur la traverse.

- Mode paysage : 4 trous de diamètre 6 mm pour réaliser la fixation sur la traverse.

Support de tôlerie latérale Z (Aluminium EN AW 6106 T6 ou EN AW 6005A T6 ou EN AW 6082 T6).

Ces pièces (voir la Figure 11), positionnées sur les rails en périphérie droite et gauche de l’installation permettent la fixation (côté installa-tion) de la tôle d’abergement latérale par pincement et évitent la dé-formation de celles-ci lors de la mise en place des serreurs verticaux. Dimensions : De section hors-tout 17,5 × 20 mm, les longueurs diffèrent selon l’orientation des modules photovoltaïques :

- Portrait : Y1 : 1 480 mm. - Paysage :

Y1 : 670 mm. Y2 : 1 480 mm.

Perçages : Pour les pièces en mode portrait Y1 et paysage Y2 : 4 Trous de

diamètre 9 mm pour réaliser la fixation sur le rail. pour les pièces en mode paysage Y1 : 2 Trous de diamètre 9 mm

pour réaliser la fixation sur le rail.

2.22 Ensemble "Abergements"/Éléments de finition A l’exception de la bande de plomb plissé et de la bande de mousse, les pièces citées ci-dessous sont en aluminium EN AW 3105 d’épaisseur 8/10éme. Elles sont prélaquées avec une peinture de type polyester de 20 µm d’épaisseur sur la face supérieure et 3 µm sur la face inférieure et de couleur RAL 7021 suivant la norme EN 1396.

Bande de plomb plissé (ou tout autre accessoire de couverture sous Avis Technique destiné à cette utilisation)

Cette bande permet de traiter l'étanchéité inférieure de l'installation. Il s’agit d’une bande de largeur 600 mm. Tôlerie d’égout (Aluminium EN AW 3105) Ces pièces sont utilisées seulement dans le cas où le procédé est relié à l’égout. Elles sont positionnées en bas de rampant sous les rails et permettent de guider l’eau directement dans la gouttière. Ces pièces sont de dimensions différentes selon le mode d’implantation (portrait ou paysage) : Dimensions hors-tout (L × l × H) :

- En paysage : 1 750 × 250 × 150 mm ; - En portrait : 1 100 × 250 × 150 mm.

Closoir inférieur (Aluminium EN AW 3105). Ces pièces, positionnées sur l’extrémité basse du champ photovoltaïque ferment la partie inférieure de l’installation. Dotés de plusieurs trous (voir la Figure 12), elles ont pour fonction de ventiler les modules photovoltaïques en sous face. Elles évitent également l’intrusion de nuisibles, feuilles,… Perçages : 2 Trous diamètre 9 mm pour réaliser sa fixation. De section hors-tout 72,3 × 36,5, leur longueur dépend de l’orientation des modules photovoltaïques sur l’installation. Pour un mode d’implantation portrait, ils ont une longueur de 666 mm tandis que pour une configuration paysage, leur longueur est égale à 1 510 mm.

Couloirs latéraux (Aluminium EN AW 3105) Ces pièces, utilisées uniquement dans le cas d’une mise en œuvre en asso-ciation avec des tuiles, sont destinées à réaliser les jonctions latérales avec les éléments de couverture environnants. Elles sont de dimensions différentes selon le mode d’implantation (portrait ou paysage) : 1 longueur disponible pour le format portrait et 2 longueurs différentes pour le format paysage. Les couloirs latéraux gauche et droit étant symétriques, il existe ainsi, 6 conceptions différentes. Ces pièces intègrent un relevé central de hauteur 30 mm. Pour différencier la partie haute de la partie basse de la pièce, celle-ci comporte une encoche sur l’angle formé par son extrémité latérale et son extrémité haute (voir la Figure 13). En complément, sa partie sous les tuiles est dotée d’un pli pince permettant sa fixation à la charpente à l’aide d’un crochet. Dimensions :

- Portrait : X1 : 1 750 × 37 × 174 mm ; - Paysage :

Y1 : 1 030 × 37 × 174 mm. Y2 : 1 605 × 37 × 174 mm.

Cache couloirs latéraux Cette tôlerie permet de recouvrir les couloirs latéraux sur toute la périphérie latérale (droite et gauche) de l’installation. Elles sont positionnées entre le Zed et le serreur vertical. Les caches couloirs latéraux gauches et droits sont symétriques. Il existe 6 conceptions différentes. Dimensions :

- Portrait : X1 : 1 750 × 35 × 95 mm ; - Paysage :

Y1 : 1 030 × 35 × 95 mm, Y2 : 1 605 × 35 × 95 mm.

Tôlerie d’angles (Aluminium EN AW 3105). Elles sont positionnées dans le coin haut gauche et le coin haut droit de l'installation permettent la liaison entre les abergements supérieurs et les abergements latéraux. Elles résultent de l’assemblage en usine d’une joue et d’une tôlerie supérieure. La tôlerie d’angle, dispose d’un relevé destiné à recouvrir la tôlerie latérale disposé en aval (voir la Figure 15). Les dimensions des pièces diffèrent selon la configuration de mise en œuvre des modules et des éléments de couvertures associés au procédé. Il existe pour chacun des modes d’implantation une dimension différente. Le coin gauche et le coin droit ont des longueurs hors-tout différentes. Ainsi, 6 conceptions existent: Dimensions hors-tout (L × h × l) : Cas d'une mise en œuvre avec des tuiles à relief :

- Paysage : Angle gauche: 1 808 × 55× 530 mm, Angle droit: 1 853 × 55× 530 mm.

- Portrait : Angle gauche: 1 043 × 55× 530 mm, Angle droit: 1 093× 55× 530 mm.

Cas d'une mise en œuvre avec des ardoises et tuiles plates : Angle gauche: 1 043 × 75 × 530 mm, Angle droit: 1 093× 75 × 530 mm.

Bandes de rives (Aluminium EN AW 3105). Elles sont destinées à réaliser les jonctions avec les rives latérales. Elles sont de dimensions différentes selon le mode d’implantation (portrait ou paysage) : 2 longueurs différentes sont disponibles pour chacun des deux modes d’implantation. Les bandes de rive gauches et droites sont symétriques. Ainsi, 6 conceptions différentes existent. Pour différencier la partie haute de la partie basse de la pièce, celles-ci comportent une encoche sur l’angle formé par son extrémité latérale et son extrémité haute. Dimensions hors-tout (L × h × l) :

- Portrait : 1 750 × 94 × 185 mm. - Paysage :

Y1 : 1 030 × 94 × 185 mm ; Y2 : 1 605 × 94 × 185 mm.

Tôlerie d’angles de rive (Aluminium EN AW 3105). Ces pièces, positionnées dans le coin haut gauche et le coin haut droit du système permettent de réaliser la liaison entre les abergements supé-rieurs et les bandes de rive. Elles résultent de l’assemblage en usine d’une joue et d’une tôlerie supérieure.

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Elles sont de dimensions différentes selon le mode d’implantation (portrait ou paysage). Le coin gauche et le coin droit ont des lon-gueurs hors-tout différentes. Ainsi, 4 conceptions existent. Dimensions hors-tout (L × h × l) : - Paysage :

Angle gauche: 837 × 214 × 520 mm ; Angle droit: 1 693 × 214 × 520 mm.

- Portrait : Angle gauche: 837 × 214× 520 mm ; Angle droit: 1 648 × 214× 520 mm.

Tôleries supérieures (Aluminium EN AW 3105). Ces pièces sont destinées à réaliser la jonction supérieure avec les éléments de couverture (voir la Figure 14). Elles sont constituées de deux parties planes horizontales liées entre elles par une partie inclinée de 20° par rapport au plan horizontal. Leur conception intègre un relevé de 20 mm incliné de 45° par rap-port au plan horizontal et permet ainsi de les fixer à la charpente par des crochets. Sur son autre extrémité, un pli écrasé générant une ouverture permet par glissement, de la fixer à la fixation de faîtage. Elles sont de dimensions différentes selon le mode d’implantation (portrait ou paysage) : 3 longueurs sont disponibles pour le mode portrait (X1, X2 et une tôle d'extrémité droite) et 1 longueur pour le mode paysage (X1). Dimensions hors-tout (L × H × l) : - Portrait :

X1 : 724,5 × 55× 529 mm ; X2 : 1473 × 55× 529 mm ; Tôle d'extrémité droite: 880 × 55× 527 mm.

- Paysage : X1 : 1 534,5 × 55 × 529 mm. Tôlerie cache-noquet (Aluminium EN AW 3105). Cette tôlerie permet de recouvrir la rangée de noquet sur toute la périphérie latérale (droite et gauche) de l’installation. Leur longueur diffère selon le mode d’implantation (portrait ou pay-sage) :

- portrait : 1 750 mm x 93 mm x mm ; - paysage : 1 750 mm x 93 mm x mm.

Les cache-noquets gauches et droits sont symétriques. Ainsi, 4 concep-tions différentes existent. Crochets des abergements (Aluminium EN AW 3105). Ces pièces de section 66,3 x 20 mm permettent la fixation par vissage des abergements latéraux, d’angle et supérieurs sur les planches du platelage. Bande mousse Une bande mousse compressible vient en complément d’étanchéité sur tout le pourtour du champ. Elle est collée directement sur les tôleries d’abergement (couloirs latéraux, d’angles et supérieures) et vient au contact (sur sa face supérieure) de la tuile afin de limiter les intrusions sous la couverture mais également utilisé comme complément d’étanchéité notamment pour les projections d’eau en cas de forte pluie.

2.23 Cales de positionnement des modules Cales d’assises Ces pièces en EPDM de dureté DIDC 65 transmettent le poids du mo-dule et répartissent les efforts sur les traverses. Dimensions (L × l × h) : 10 × 50 × 6 mm. Cales périphériques de sécurité Ces pièces en EPDM de dureté DIDC 65 sont disposées sur les chants du module photovoltaïque pour permettre son positionnement par rapport aux profilés rails. Dimensions (L × l × h) : 10 × 50 × 6 mm. Cales de solidarisation Ces pièces en EPDM de dureté DIDC 65 sont disposées sur les chants du module photovoltaïque pour permettre son positionnement par rapport aux profilés rails. Dimensions (L × l × h) : 10×50×6 mm.

2.24 Visserie et accessoires Fixation des planches du platelage sur les chevrons

- Cas d’un écran de sous-toiture existant. Visserie bois en acier inoxydable A2, de diamètre 6mm, à tête fraisée, de longueur 80 mm de type SPANO INOX 6 × 80.

Elles sont caractérisées par une résistance à l’arrachement selon un proto-cole établi suivant la norme NF P 30-310 de 201,76 daN pour un ancrage de 22 mm et 341,43daN pour un ancrage de 35 mm. Fixation des crapauds sur le platelage, des crochets d’abergement sur les

liteaux et des points fixes sur les planches : Visserie auto perceuse en acier inoxydable A2, de diamètre 6,5 mm, à tête IRIUS, de longueur 54 mm de type SXW-L12-S16-6,5-54. Elles sont carac-térisées par une résistance minimale à l’arrachement selon un protocole établi suivant la norme NF P 30-310 de :

- 217,11 daN pour une planche d’épaisseur 22 mm avec vis en plein filet dans la planche ;

- 276,25 daN pour une planche d’épaisseur 38 mm avec vis en plein filet dans la planche ;

Ces vis sont équipées d’une rondelle Ø16 mm en acier inoxydable A2 avec rondelle d'étanchéité EPDM. Fixation des serreurs sur les rails et les traverses Visserie auto perceuse en acier inoxydable A2, de diamètre 5,5 mm, à tête IRIUS, de longueur 23 mm de type SN3/12-S-L12-5,5 x 23. Elles sont caractérisées par une résistance minimale à l’arrachement, selon la norme NF P 30-310, de 516,21 daN avec un ancrage de 20 mm dans le profilé en aluminium. Ces vis sont équipées d’une rondelle Ø12mm en acier inoxydable A2 avec rondelle d'étanchéité EPDM. Fixation des traverses, du point fixe, du closoir inférieur et des Z latéraux

sur les rails - Fixation des ancres hautes sur les ancres basses. Visserie en acier inoxydable A2, de diamètre 8 mm, à tête cylindrique hexagonale creuse, de longueur 12 mm et de type CHC M8 x 12. Cale compensatoire (EN AW 6060) Ces pièces sont utilisées dans le cas où le point fixe nécessite d'être calé. Elle est pré percée à l’endroit des trous de passage des vis de fixation du point fixe. Dimensions (L × l ) : 110 x 30. L'épaisseur de la cale dépend du niveau de calage des rails, elle peut être de 6 mm, 13 mm ou 20 mm. Interface Bande d’étanchéité (EN AW 3105 + Joint EPDM). Ces pièces ne sont utilisées que dans le cas d'une mise en œuvre paysage. Elles sont constituées d'un assemblage d’une plaque d’aluminium épaisseur 3 mm sur laquelle est collée une plaque en EPDM de dureté DIDC 65 per-mettent de traiter de l’étanchéité entre la bande d’étanchéité au niveau de la fixation du crapaud sur l’ancrage central. Perçage : 1 trou Ø10mm. Dimensions hors-tout (L×l×H) : 40×40×6 mm.

2.25 Connecteurs de liaison équipotentielle des masses Pour permettre la liaison équipotentielle du champ photovoltaïque avec raccordement en peigne (voir la Figure 15), deux différents accessoires sont fournis : des connecteurs de type SOLFIL à vis autoforeuses de la

société MECATRACTION pour la connexion des rails, des raccords à griffes pour permettre la connexion des masses métal-

liques au câble principal.

3. Autres éléments La fourniture peut également comprendre des éléments permettant de constituer un procédé photovoltaïque : onduleurs, câbles électriques reliant le champ photovoltaïque au réseau électrique en aval de l’onduleur… Ces éléments ne sont pas examinés dans le cadre de l’Avis Technique qui se limite à la partie électrique en courant continu. Les éléments suivants, non fournis, sont toutefois indispensables à la mise en œuvre et au bon fonctionnement du procédé utilisé :

3.1 Noquets Ces noquets sont destinés à réaliser les jonctions latérales du champ pho-tovoltaïque avec les tuiles plates ou les ardoises. Le matériau et le revêtement de ces pièces doivent être adaptés à l'atmos-phère extérieure auquel est soumis le procédé. De dimensions génériques : Épaisseur d’ardoise x Demi largeur d’ardoise x 50 mm et réalisés conformément avec le DTU 40.11 § 4.3.2.2.

3.2 Câbles de mise à la terre D'une section minimum conforme au référentiel en vigueur pour l'intercon-nexion des rails et de 16 mm² minimum pour la liaison à la prise de terre du bâtiment. Ces câbles devront être choisis et dimensionnés conformément aux normes en vigueur (notamment la NF C 15-100 et le guide UTE C 15-712-1) pour permettre la liaison des structures métalliques à la liaison équipotentielles au travers des connecteurs fournis (voir le § 2.25).

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3.3 Liteaux / lattes de bois supplémentaires La pose du procédé nécessite la pose d'un platelage sur la totalité de la surface destinée à recevoir le procédé. Ce platelage devra être consti-tué de planches de bois résineux de classe d'emploi 2 suivant le fasci-cule FD P 20-651 et classement visuel ST II suivant NF B 52-001, présenter une humidité < 20 % et une épaisseur minimale de 22 mm. Elles doivent de plus posséder les dimensions L x l x H suivantes : "L" est la longueur des planches. Leur longueur minimale doit leur

satisfaire leur fixation sur au moins 3 appuis. "l" = 200 mm pour toutes configuration de champs PV (portrait ou

paysage) pour les planches recevant les crapauds de fixation. "H" = Épaisseur des liteaux ou du voligeage environnant.

3.4 Planche délardée Nécessaire dans le cas d’une couverture dotée de tuiles à fort galbe (55 mm). La qualité du bois doit être similaire à celle des planches de platelage. Elles doivent avoir une largeur maximum de 80 mm et le délardement doit former une pente minimum de 10° par rapport au plan horizontal. La hauteur des planches délardées doit être égale à la hauteur des planches de platelages de la charpente. La longueur totale de planche nécessaire doit être égale à la longueur du champ photovol-taïque et prolongé jusqu’au chevron situé au-delà du champ.

3.5 Collier de serrage Des colliers de serrages sont nécessaires pour fixer les câbles élec-triques aux crapauds.

3.6 Tube flexible (cas d'une toiture ne disposant pas d'un écran de sous-toiture)

Dans le cas d'une mise en œuvre sur une toiture ne disposant pas d'un écran de sous-toiture, ce tube flexible en Polyoléfines permet de passer les câbles à l'intérieur du bâtiment. Il doit être de type ICTA 3422 de diamètre extérieur 35 mm et d'une longueur minimum de 1 m.

4. Conditionnement, étiquetage, stockage

4.1 Modules photovoltaïques Les modules sont conditionnés par palette. Une palette contient 20 modules. Les modules conditionnés ensemble sont obligatoirement de la même nature et de la même puissance. Les faces latérales et supérieures des palettes sont protégées par un carton. Une protection en PA6 est positionnée sur chacun des angles du module sans cadre, cette protection sert d’empilage et de guide lors de la constitution de la palette. Un carré en mousse de dimensions 100 × 100 × 40 est positionné entre chacun des modules (au centre) de manière à donner un écarte-ment standard entre chacun des modules, il permet aussi d’éviter une déformation des modules lors du transport. Le module est lui-même identifié par un étiquetage conforme à la norme NF EN 50380. Le lieu, la date et l'heure de fabrication, les opérateurs impliqués, le lot des composants critiques utilisés peuvent retrouvés à l’aide du numéro de série. Les résultats des différents tests et contrôles sont enregistrés dans une base de données. Il existe également une traçabilité descendante qui permet de savoir, pour un client, une date d’expédition et un lieu don-né, quels sont les modules ayant été fournis (par numéro unique). Le stockage doit être effectué conformément à la norme NF DTU 39 : sur sol plan et résistant, sur un support perpendiculaire au plan du module et légèrement incliné (6°), avec des retours à angles droits permettant l'appui du module sur toute sa hauteur. L'assise du chant des modules est réalisée par l'intermédiaire d'un matériau souple ap-proprié. Les modules doivent être séparés par des intercalaires compa-tibles avec la surface du produit verrier, de façon à ménager une aération entre les modules, y compris en cas de bâchage.

4.2 Ensemble "support" Les pièces mécaniques sont conditionnées sur une palette différente de celle des modules. Les profils de grande dimension tels que les rails ou les serreurs sont livrés en fardeaux. Lors de la livraison, une liste des pièces contenues dans les colis est fournie précisant le nombre de chacune de celles-ci. Le stockage sur chantier s’effectue en à l’abri des intempéries.

4.3 Autres constituants du procédé Les pièces de petites dimensions, comme les crapauds, la visserie, les crochets sont conditionnés dans des cartons sur lesquels la quantité et la référence sont précisées.

5. Caractéristiques dimensionnelles

Caractéristiques dimensionnelles des modules photovoltaïques

Module "TEIxxx-36P"

Module "TEIxxx-36M"

Dimensions hors tout (mm) 1 510 x 700 x 5,5

Surface hors tout (m²) 1,057

Surface d’entrée (m²) 0,97

Masse (kg) 14,5

Masse spécifique (kg/m²) 13,7

Le système de montage des modules photovoltaïques est modulaire. De ce fait, il permet d’obtenir une infinité de champs photovoltaïques. Leurs caractéristiques dimensionnelles sont les suivantes :

Caractéristiques des champs photovoltaïques

Mode paysage Mode portrait

Largeur du champ

(cm)

1 510 × NbX + 25 (NbX + 1) +600

700 × NbX + 25 (NbX + 1) +600

Longueur de champ

(cm)

700 × NbY + 25 (NbY + 1) +600

1 510 × NbY + 25 (NbY + 1) + 600

Poids au m² de

l’installation (kg/m²)

15,5

Avec :

NbX : le nombre de modules dans le sens horizontal du champ photovoltaïque,

Kx : la dimension du module dans le sens horizontal du champ photovoltaïque,

NbY : le nombre de modules dans le sens vertical du champ photovoltaïque,

Ky : la dimension du module dans le sens vertical du champ photovoltaïque.

6. Caractéristiques électriques

6.1 Conformité à la norme NF EN 61215 Les modules "TEIxxx-36P" et "TEIxxx-36M" ont été certifiés conformes à la norme NF EN 61215.

6.2 Sécurité électrique Les modules "TEIxxx-36P" et "TEIxxx-36M" ont été certifiés conformes à la Classe A de la norme NF EN 61730, et sont ainsi considérés comme répon-dant aux prescriptions de la classe de sécurité électrique II.

6.3 Performances électriques Les performances électriques suivantes des modules ont été déterminées par flash test et ramenées ensuite aux conditions STC (Standard Test Conditions : éclairement de 1 000 W/m2 et répartition spectrale solaire de référence selon la CEI 60904-3 avec une température de cellule de 25 °C).

Modules "TEIxxx-36P"

Pmpp (W) 130 135 140

Uco (V) 21,70 21,90 22,10

Umpp (V) 16,90 17,20 17,50

Icc (A) 8,10 8,20 8,40

Impp (A) 7,70 7,85 8,00

αT (Pmpp) [%/K] - 0,43 - 0,43 - 0,43

αT (Uco) [%/K] - 0,36 - 0,36 - 0,36

αT (Icc) [%/K] + 0,06 + 0,06 + 0,06

Courant inverse maximum (A) 17,00 17,00 17,00

21/12-23 11/40

Modules "TEIyyy-36M"

Pmpp (W) 140 145 150

Uco (V) 22,10 22,30 22,50

Umpp (V) 17,50 17,90 18,05

Icc (A) 8,40 8,60 8,80

Impp (A) 8,00 8,10 8,30

αT (Pmpp) [%/K] - 0,43 - 0,43 - 0,43

αT (Uco) [%/K] - 0,36 - 0,36 - 0,36

αT (Icc) [%/K] + 0,06 + 0,06 + 0,06

Courant inverse maximum (A) 17,00 17,00 17,00

Avec : Pmpp : Puissance au point de Puissance Maximum. Uoc : Tension en circuit ouvert. Umpp : Tension nominale au point de Puissance Maximum. Icc : Courant de court circuit. Impp : Courant nominal au point de Puissance Maximum. αT (Pmpp) : Coefficient de température pour la Puissance Maximum. αT (Umpp) : Coefficient de température pour la tension en circuit

ouvert. αT (Impp) : Coefficient de température pour l’intensité de court

circuit.

7. Fabrication et contrôles

7.1 Modules photovoltaïques La fabrication des modules photovoltaïques s’effectue sur les sites de la société TENESOL MANUFACTURING au Cap en Afrique du Sud et TENESOL TECHNOLOGIES à Toulouse (31) certifiés ISO 9001. Pour cette fabrication, la société TENESOL effectue des contrôles qui portent sur les éléments suivants : Contrôle des fournisseurs :

- Les fournisseurs des composants critiques (cellules, verre et EVA) entrant dans la constitution des modules photovoltaïques sont ré-gulièrement audités. Ils sont tous certifiés ISO9001.

Contrôle à 100 % des modules en ligne de production :

- Contrôle des cellules par caméra. - Contrôle de la continuité électrique des modules avant lamination. - Contrôle visuel des modules à l’aide d’une table lumineuse pour

vérifier leur conformité par rapport aux critères qualité. - Flash test de chaque module : la tolérance sur la puissance maxi-

mum de sortie lors de la production des modules est de - 5 à + 5 W.

Contrôle du processus de fabrication : - Contrôle des soudures en face avant et arrière des cellules par

échantillonnage (test destructif par traction des rubans soudés). - Contrôle du processus de lamination (Gel content périodique). Ca-

libration périodique du simulateur solaire à l’aide de modules de références mesurés par un laboratoire indépendant (TÜV Rhein-land, Allemagne).

- Inspections aléatoires de modules pour valider le contrôle qualité. - Contrôle de l’isolation électrique.

Suivi des modules : - Chaque module est doté d’un numéro de série unique laminé dans

le module. Les données électriques du test de puissance au simulateur solaire ainsi que les inspections qualité sont enregistrés pour chaque module dans une base de données garantissant la traçabilité des modules.

7.2 Composants de la structure support Les crapauds, traverses, fixations de faîtage, Zed, serreur, ancre haute, ancre basse ainsi que les rails sont fabriqués par extrusion d'aluminium par la société SAPA sur le site de LE GARRIC (81) selon les plans et le cahier des charges de la société TENESOL. Ce site est certifié ISO 9001. Des contrôles dimensionnels des échantillons prélevés après l’usinage final (géométrie – cote / épaisseur) sont effectués.

7.3 Eléments de finition Les éléments de finition en aluminium découpé et plié sont réalisés par des sociétés locales (selon le plan et le cahier des charges établi par la société TENESOL SA). Des contrôles dimensionnels des échantillons prélevés à réception (géomé-trie – cote / épaisseur) sont effectués. Lors de la fabrication, des contrôles dimensionnels sont effectués sur chaque lot (250 pièces) et des tests à la "griffe" sont également pratiqués pour vérifier la qualité de la peinture.

8. Mise en œuvre

8.1 Généralités Le procédé est livré avec sa notice de montage et sa notice de câblage. La mise en œuvre du procédé ne peut être réalisée que pour le domaine d’emploi défini au § 1.2 du présent Dossier Technique. Dans le cas où la toiture ne dispose pas déjà d'un écran de sous-toiture, la mise en œuvre doit impérativement être réalisée au dessus d’un platelage continu dont l'espacement entre les planches de bois n'excède pas 5 mm. Les modules photovoltaïques peuvent être connectés en série, parallèle ou série/parallèle. Préalablement à chaque projet, une reconnaissance préalable de la toiture doit être réalisée à l’instigation du maître d’ouvrage afin de vérifier que les charges admissibles sur celle-ci ne sont pas dépassées du fait de la mise en œuvre du procédé. Le tableau ci-dessous indique la longueur maximum de l'installation dans le rampant en fonction de l'inclinaison de la couverture et de la configuration de mise en œuvre du procédé.

Configuration portrait Configuration paysage

Pente (°)

Longueur maximum

de l'installation dans le rampant

(m)

Pente (°)

Longueur maximum

de l'installation dans le rampant

(m) de 15 à

23 12 de 15 à 23 6

de 24 à 65 10 de 24 à

65 4,7

8.2 Compétences des installateurs La mise en œuvre du procédé doit être assurée par des installateurs ayant été agréés par la société TENESOL (voir le § 9). Les compétences requises sont de 3 types : compétences en couverture complétées par une qualification pour la pose

de procédés photovoltaïques : mise en œuvre du procédé, compétences électriques complétées par une qualification pour la pose de

procédés photovoltaïques : habilitation "H0 BRV ou H0 B2V" pour le rac-cordement des modules, et des onduleurs…

8.3 Sécurité des intervenants L’emploi de dispositifs de sécurité (protections collectives harnais, cein-tures, équipements, dispositifs d’arrêt…) est obligatoire afin de répondre aux exigences en matière de prévention des accidents. Lors de la pose, de l’entretien ou de la maintenance, il est notamment nécessaire de mettre en place des dispositifs pour empêcher les chutes depuis la toiture selon la réglementation en vigueur (par exemple, un harnais de sécurité relié à une ligne de vie fixée à la charpente) ainsi que des dispositifs permettant la circulation des personnes sans appui direct sur les modules (échelle de couvreur, ...). Ces dispositifs de sécurité ne sont pas inclus dans la livrai-son. Ils peuvent être identifiés dans le , guide « Installations solaires pho-tovoltaïques raccordées au réseau public de distribution et inférieures ou égales à 250kVA » édité dans les cahiers pratiques de l’association Promo-telec (dénommé dans la suite du texte "guide Promotelec") ou le « Guide pratique à l’usage des bureaux d’étude et installateurs pour l’installations de générateurs photovoltaïques raccordés au réseau » en vigueur édité par l’ADEME et le SER (dénommé dans la suite du texte "guide ADEME-SER").

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8.4 Spécifications électriques

8.41 Généralités L’installation doit être réalisée conformément aux documents en vi-gueur suivants : norme NF C 15-100, guide UTE C 15-712-1, « guide Promotelec » et "guide ADEME-SER". Tous les travaux touchant à l'installation électrique doivent être confiés à des électriciens habilités (voir le §.8.2). Le nombre maximum de modules pouvant être raccordés en série est limité par la tension DC maximum d’entrée de l’onduleur tandis que le nombre maximum de modules ou de séries de modules pouvant être raccordés en parallèle est limité par le courant DC maximum d’entrée de l’onduleur. La tension maximum du champ photovoltaïque est aussi limitée par une tension de sécurité de 1 000 V (liée à la classe II de sécurité électrique).

8.42 Connexion des câbles électriques Le schéma de principe du câblage est décrit en Figure 18. La connexion et le passage des câbles électriques s’effectuent sous le système de montage des modules : ils ne sont donc jamais exposés au rayonnement solaire. Liaison intermodules et module/onduleur La connexion des modules se fait au fur et à mesure de la pose des modules (du bas vers le haut et de la droite vers la gauche) avant leur fixation. Les câbles électriques doivent cheminer le long des rails. Ils doivent être fixés à l’aide d’un collier de serrage aux crapauds (Voir la Figure 20). La liaison entre les câbles électriques des modules et les câbles élec-triques supplémentaires (pour le passage d'une rangée à une autre ou pour la liaison des séries de modules au circuit électrique) doit toujours se faire au travers de connecteurs mâles et femelles du même fabri-cant, de la même marque et du même type. Pour ce faire, il peut être éventuellement nécessaire de confectionner, grâce à des sertisseuses spécifiques, des rallonges disposant de deux connecteurs de type diffé-rents. Pour la connexion d'une colonne de modules à une autre, le passage des câbles se fera en passant entre deux lés de l’écran de sous toiture. Câbles de liaison équipotentielle des masses La mise à la terre du champ photovoltaïque s’effectue en peigne en connectant, au fur et à mesure de la pose, chaque rail par l’intermédiaire de connecteurs SOLFIL fournis. Le tout est relié au câble principal par l’intermédiaire de raccords à griffes. Passage des câbles à l’intérieur du bâtiment Le passage des câbles vers l’intérieur du bâtiment doit être réalisé sans rompre l’étanchéité. Cas d'une toiture disposant déjà d'un écran de sous-toiture Ainsi, il doit être réalisé entre deux lés d’écran de sous-toiture de ma-nière à ne pas le percer. Dans ce cas, un recouvrement minimal de 150 mm à 200 mm doit être respecté en fonction de la pente de la toiture. Dans le cas où le passage entre deux lés est impossible, des entailles doivent être réalisées dans l'écran de manière à créer des passages de diamètre inférieur à celui des câbles. Après le passage des câbles, une bande adhésive (compatible avec l'écran de sous-toiture considéré) doit être posée autour des entailles. Dans tous les cas, il est nécessaire de se reporter à l’"Homologation Couverture" du CSTB ou à l'Avis Technique relatif à l'écran de sous-toiture considéré. Cas d'une toiture ne disposant pas d'un écran de sous-toiture (Figure 19) Le passage des câbles à l’intérieur du bâtiment se fait nécessairement par l’intermédiaire d’un trou dans le platelage. Il est impératif que la planche percée soit une planche ne recevant pas les crapauds de fixa-tion, elle doit être située en partie haute de générateur (Figure 19). Ce trou de diamètre 35 mm +/-2 doit être réalisé à la scie cloche. Les câbles doivent être glissés dans un manchon de tube flexible non fourni (§ 3.6) d’une longueur minimum d’environ 1 mètre. Le tube flexible doit être introduit dans le voligeage continu avec un effet goutte d'eau et doit dépasser de la partie inférieure du platelage de 100 mm.

L’ensemble des câbles doit ensuite être acheminé dans des gaines techniques repérées et prévues à cet effet conformément aux prescrip-tions des documents en vigueur suivants : norme NF C 15-100, guide UTE C 15-712-1, « guide Promotelec » et "guide ADEME-SER" (limita-tion des boucles induites, cheminements spécifiques et distinct…). L’installation photovoltaïque, une fois terminée, doit être vérifiée avant son raccordement à l’onduleur grâce à un multimètre : continuité, tension de circuit ouvert, ...

8.5 Mise en œuvre en toiture

8.51 Conditions préalables à la pose Avant toute implantation, il est nécessaire de vérifier que : l’épaisseur des liteaux est au moins égale à 25 mm, l’entraxe entre chevrons est inférieur à 0,7 m. Une reconnaissance préalable de la charpente support vis-à-vis de la tenue des fixations et de l'écran de sous toiture éventuellement présent sur la toiture est à faire à l’instigation du maître d’ouvrage. De plus, le charpentier doit être informé que le procédé génère des conti-nuités d’appuis sur les pannes et que les descentes de charge sont données au Tableau 6. Une vérification au cas par cas des charges climatiques appliquées sur la toiture d’implantation doit être réalisée au regard des contraintes maxi-males admissibles du procédé en tenant compte lorsque nécessaire des actions locales au niveau de l'égout et des rives.

8.52 Préparation de la toiture Il faut tout d’abord contrôler la répartition et le calepinage des modules photovoltaïques sur la toiture et, dans le cas d’une couverture existante, découvrir la zone d’implantation des éléments de couverture existants. La surface destinée à recevoir le procédé devra posséder les dimensions indi-quées dans le § 5 en y ajoutant 1 ou 2 rangs d’éléments de couverture si la rangée du haut est scellée. Pour les tuiles plates et les ardoises, le calepinage du champ doit être obligatoirement réalisé de sorte que les extrémités de la bande de plomb plissé se situent en partie médiane d’une tuile et demie, à une distance des bords de cette tuile d’au moins un quart de sa largeur (voir la Figure 23). Pour les couvertures en tuiles à relief, il convient de pré-positionner le système de manière à ce que le recouvrement des rangées de tuiles laté-rales en appui sur les couloirs latéraux soit conforme. Il faut que ces ran-gées de tuiles directement à gauche et à droite du système viennent en butée contre le relevé central du couloir. Dans le cas d’une implantation du système en rive latérale, il convient de découvrir la rive sur la longueur sur laquelle le système sera apposé. Les éventuels éléments de couverture présents en partie haute et/ou basse du champ doivent rester en place.

8.53 Pose en partie courante de toiture 8.531 Mise en œuvre du voligeage continu

La mise en œuvre du voligeage continu est effectuée en deux étapes: Mise en place des planches supports du procédé En premier lieu, il est nécessaire d’ajouter des planches sur la surface d’implantation des modules. Ces planches, non fournies, (voir le § 3), doivent être positionnées perpendiculairement aux chevrons. Ce platelage destiné à recevoir les crapauds de fixation des rails doit être constitué de planches d’une largeur toujours égale à 200 mm et d’épaisseur toujours égale à celle des liteaux environnants : ceci afin de se trouver au même niveau que l’appui des tuiles sur la charpente. La préparation du platelage, préalable au montage du procédé, est fonction de l’orientation des modules (paysage ou portrait). Les planches du platelage doivent être disposées sur les chevrons parallè-lement aux liteaux. Celles-ci doivent être installées conformément à la Figure 22 avec les valeurs d’entraxes correspondant au mode d’implantation du procédé : Mode paysage : 725 mm ; Mode portrait : 700 mm. En partie basse, il convient de fixer 2 planches juxtaposées pour notam-ment recevoir la bande d’étanchéité (ou la tôlerie d’égout). En partie haute, une planche située à une distance de 470 mm de la précé-dente doit-être fixée. Ainsi, la tôlerie supérieure pourra être supportée par celle-ci. Lors de la mise en place du platelage, il convient de supprimer les liteaux aux endroits où une planche support du procédé doit être installée. Mise en place des planches de complément Une fois les planches supports du procédé mises en place, il convient de compléter le voligeage avec des planches de même épaisseur avec un espacement entre planches de 5 mm maximum. Il n’est pas nécessaire de supprimer les liteaux existants qui viendront en vis-à-vis du reste du plate-lage (planches non support du procédé). Une fois terminé, le voligeage doit être continu sur toute la surface d'im-plantation de l'installation. Les planches doivent reposer sur au moins 3 appuis et doivent être fixées aux chevrons à chaque intersection par 3 vis bois de type SPANO INOX (voir le § 2.24). Aucune planche ne peut-être fixée en porte-à-faux, chacune de ses extré-mités doit être fixée à un chevron.

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8.532 Mise en place de la bande d’étanchéité

Après la mise en place du platelage, la bande d’étanchéité doit-être mise en place. La longueur de la bande d’étanchéité à mettre en place doit être égale à la largeur hors tout du champ photovoltaïque et de ses couloirs laté-raux à laquelle il faut ajouter : Une fois et demie la largeur d’un élément de couverture dans le cas

d’une mise en œuvre sur une couverture en association avec des ar-doises ou des tuiles plates ;

Une tuile dans le cas d’une mise en œuvre sur une couverture en association avec des tuiles à relief.

La bande d’étanchéité doit recouvrir les deux planches de l’extrémité basse de l’installation ainsi que la rangée de tuiles au dessous de l’installation sur une longueur d’au moins 200 mm. Dans le cas de tuiles à fort galbe (55 mm), il est nécessaire d’étêter les tuiles recevant la bande d’étanchéité de plomb plissé, ceci afin d’amoindrir la pente et ainsi éliminer les éventuelles rétentions d’eau en bas de champ photo-voltaïque Dans le cas d’une couverture équipée de tuiles à fort galbe, il convient de positionner entre la dernière rangée de tuiles et la première planche support de rail, une planche délardée. Ces planches délardées doivent être installés en butée contre la planche inferieure du platelage et elles doivent être fixées sur trois appuis sur la longueur du procédé. Le marouflage de la bande de plomb plissé sur les tuiles doit être réali-sé avec précaution. Lors de l’installation du procédé, le cheminement sur la toiture doit toujours se faire sans contact avec la bande d’étanchéité. En cas de recouvrement longitudinal de deux bandes de plomb plissé, un recouvrement minimum de 100 mm est nécessaire. Dans le cas de tuiles fortement galbées, le recouvrement de deux bandes doit s’effectuer sur la longueur de deux ondes. La jonction avec une couverture dotée de tuiles plates requiert une grande vigilance quant à la mise en œuvre des angles inferieurs du procédé, notamment au niveau de la jonction entre les tuiles et la bande de plomb plissé. Ces éléments de couvertures étant posés à joints croisés, il est indispensable que la jonction du procédé ne vienne pas contrarier cette mise en œuvre. Par conséquent, il est indispensable d’avoir une mise en œuvre ne générant pas de risque de filet d’eau s’écoulant à l’aplomb d’un joint. Pour ce faire il convient de suivre les règles de mises en œuvre édictées par le DTU 40.23.

8.533 Mise en place des profilés rails Les profilés rails doivent être posés perpendiculairement aux planches du platelage en partant de la droite vers la gauche. Un unique rail est suffisant pour traiter toute la longueur de rampant du procédé : il n’y a donc aucun raccord longitudinal de rail à prévoir. Chaque rail est d’abord fixé par son extrémité haute à la plus haute planche du platelage en partie supérieure de l’installation par l’intermédiaire d'un point fixe, avant d’être fixé sur toute sa longueur par des crapauds. Le point fixe est fixé au platelage avec 3 vis et au rail avec 2 vis. En extrémité haute d'installation, dans le cas où la dernière rangée de crapaud surélèverait le rail, il sera alors nécessaire d’ajouter une cale compensatoire sous le point fixe afin que le point fixe soit bien implanté en appui sur la charpente. Il convient que cette cale compen-satoire ait une épaisseur égale à du réglage des crapauds. L’extrémité basse du rail doit quant à elle, recouvrir la bande d’étanchéité sur une longueur d’au moins 250 mm. Une fois positionné et ancré au niveau de son point fixe, le rail doit également être fixé sur le reste de sa longueur et sur chacun de ses côtés par l’intermédiaire des crapauds sur les planches du platelage (voir la Figure 25). Lors d’une mise en œuvre en configuration paysage, il convient de positionner les crapauds en amont de chaque traverse. Il convient de choisir le sens dans lequel le crapaud devra être fixé par la suite. En effet, sa conception dissymétrique permet d’obtenir des réglages de fixation à des hauteurs différentes afin de compenser les défauts de planéité de la charpente. Chaque crapaud doit être fixé à l’aide d’une vis SXW-L12-S16-6,5-54 sur les planches (voir la Figure 25 et Figure 26). La position de deux crapauds en face l’un de l’autre doit être identique : pour ce faire, des rainures sur les "ailes" du crapaud sont présentes pour repérer le réglage choisi. Cependant il est indispensable de dispo-ser la « ligne » de crapauds la plus proche de l'extrémité basse de l'installation en respectant une hauteur de calage de 6 mm correspon-dant au niveau 1 suivant la Figure 25. Cette légère surélévation des rails par l’intermédiaire des crapauds a pour objectif d’éviter le contact entre rail et bande de plomb évitant ainsi la détérioration de cette dernière. Les lignes de crapauds suivantes sont réglées de manière à positionner le profilé rail parallèlement au plan de toiture. Ainsi, le laminé pourra être mis en œuvre strictement parallèle au plan de toiture. Le réglage du parallélisme des rails entre eux est effectué par la mise en place des traverses.

8.534 Fixation des traverses Lors de la mise en place de chaque nouveau rail, les traverses d’extrémité haute et basse du champ photovoltaïque doivent d’abord être mises en place. Elles doivent être positionnées au niveau des trous taraudés M8 usinés sur le rail puis être fixées par 2 vis SN3/12-S-L12-5,5 x 23 fournies à chacune de leurs extrémités (voir la Figure 27). Le nouveau rail ainsi positionné peut ensuite être fixé conformément au § 8.533. Une fois le rail mis en place, les traverses correspondant à chaque rangée de panneau photovoltaïque doivent à leur tour être fixées. Dans le cas d’une implantation des modules en mode paysage, il faut ajou-ter un ancrage intermédiaire sous chaque traverse (voir la Figure 27). Cet ancrage est composé de deux ancres hautes et d’une ancre basse et doit être positionné au niveau de l’encoche située au milieu de la traverse. L’ancre basse doit d’abord être placée sous la traverse de sorte que le grand coté de l’ancre basse soit aligné avec la largeur de la traverse. La fixation de l’ancre basse doit être réalisée avec deux crapauds disposés en quinconce sur chacune de ses faces latérales et espacés longitudinale-ment d’une distance supérieure à la largeur de la traverse. Il convient de positionner sous chaque crapaud de la première ligne et bande de plomb plissée le joint d'interface (voir la Figure 28). La méthode de réglage des crapauds de fixation de cet ancrage central est identique à celle de l’ancrage de fixation du rail: elle s’effectue par le biais des différentes orientations du crapaud obtenues par rotation de celui-ci autour de ses deux axes de symétries. Il est impératif que les crapauds de fixation de l'ancre basse de l'extrémité basse du rampant soient réglés au niveau 0 (hauteur de calage nulle) suivant la Figure 25. La fixation des crapauds est réalisée à l’aide d’une vis SXW-L12-S16-6,5-54. Afin de que l'écrasement du joint EPDM soit effectué, il convient d'ap-pliquer un couple de serrage de 12 Nm. Les ancres hautes doivent être placées au-dessus de l’ancre basse et re-prendre la rainure longitudinale de la traverse. Ensuite, les ancres hautes doivent être fixées sur l’ancre basse avec deux vis M8 ×12. Les traverses ainsi positionnées servent de gabarit d’aide à la pose pour équerrer la structure.

8.535 Mise en place des modules photovoltaïques Avant d’effectuer la mise en place des modules photovoltaïques dans leurs supports formés par les traverses et les rails mis en place précédemment, il convient de positionner et coller les cales périphériques et d’assises. Les premières doivent être disposées sur les rails et les secondes sur les tra-verses. Ainsi, elles éviteront tout contact des profilés en aluminium sur les modules et permettent le bon positionnement de ces derniers. Les positions à respecter pour la mise en place des cales (voir la Figure 29) sont les suivantes : cales d’assises : à 50 mm de chaque extrémité de la traverse au niveau

du bord inférieur de chaque module ; cales périphériques : à 200 mm du bord supérieur de chaque module. La position des cales est la même pour les installations dont l’implantation est en mode portrait ou en mode paysage (voir la Figure 30). Une fois les cales mises en place, les modules photovoltaïques peuvent être disposés dans leur cadre d’accueil formé par les rails et les traverses. Leur mise en place s’effectue du bas vers le haut et de la gauche vers la droite. Le module doit être manipulé précautionneusement et toujours par l’intermédiaire d’une ventouse de préhension.

8.536 Mise en place des closoirs inférieurs Lors de la mise en place des modules photovoltaïques de la rangée la plus proche de la gouttière, il est nécessaire de poser les closoirs inférieurs. Ceux-ci doivent être placés contre la partie inférieure de la traverse la plus basse de l’installation et sont fixés à l’aide de deux vis CHC M8 x 12 et être en appui sur la bande de plomb plissé (voir la Figure 31).

8.537 Fixation des serreurs horizontaux La mise en place des serreurs horizontaux doit s’effectuer au fur et à me-sure que les modules photovoltaïques sont posés. Leur mise en place per-met de fixer les modules photovoltaïques sur leur partie haute et basse. Ils doivent être placés sur le relevé central des traverses parallèlement à celles-ci (voir la Figure 32). Dans le cas d’une installation dont l’implantation est orientée en mode paysage, leur fixation est réalisée par 4 vis SN3/12-S-L12-5,5 x 23, tandis que 3 vis sont utilisées pour réaliser la fixation des modules implantés en mode portrait. Il est impératif d’appliquer un couple de serrage au moins égal à 14 Nm.

8.538 Pose des fixations de faîtage La pose des fixations de faîtage doit être réalisée lors de la mise en place des modules photovoltaïques de la dernière rangée, au plus haut de l’installation (voir la Figure 33). Leur mise en place est identique à celle des serreurs horizontaux. Il est impératif d’appliquer un couple de serrage de 14 Nm sur chaque vis.

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8.539 Pose des profilés de support en Z Avant la pose des couloirs latéraux, les profilés de support en Z doivent être posés sur toute la longueur de rail, et ce, uniquement sur les rails d’extrémités gauche et droite du champ photovoltaïque (voir la Figure 34). Les longueurs des profilés de support en Z correspondant à la longueur d’un module, leur nombre est égal au nombre de rangées de modules photovoltaïques de l’installation. Chaque profilé support en Z est fixé sur le rail à l’aide de 2 vis CHC M8 x 12.

8.5310 Mise en œuvre des abergement couloirs latéraux Une fois les profilés supports Z fixés, il convient de mettre en place les abergements latéraux. Leur mise en place doit s’effectuer du bas vers le haut de l’installation. En bas de rampant, lors de la mise en œuvre des abergements latéraux, il convient de veiller à ne pas détériorer la bande de plomb plissée. Si nécessaire, il conviendra de plier légère-ment à l’aide d’une pince le pli d’extrémité basse du couloir en appui sur la bande d’étanchéité Selon les éléments de couverture auxquels est associée la mise en œuvre du procédé, les abergements latéraux diffèrent : Pour des couvertures en tuile à relief Dans le cas d’une mise en œuvre en association avec des tuiles à relief, les couloirs latéraux doivent être utilisés. Le recouvrement des tuiles sur les tôleries latérales doit toujours s’effectuer par l’intermédiaire de sa partie galbé : une tuile complète pour la rive droite ; soit une demi-tuile, soit une tuile recoupée pour la rive gauche. Les couloirs situés au plus bas de l’installation doivent recouvrir la bande de plomb sur une longueur minimum d’environ 200 mm. Par conséquent, l’extrémité inférieure du premier couloir latéral doit-être située au même niveau que le bas du rail (voir la Figure 35). Chaque couloir latéral doit être recouvert par celui de la rangée supé-rieure sur une longueur minimum d’environ 250 mm. Le dernier couloir mis en place en partie supérieure de l'installation sera recouverte par la tôlerie d’angle sur une longueur minimum d’environ 150 mm. Dans le cas où les couloirs utilisés n'ont pas les mêmes longueurs (voir le § 6), il convient de disposer ceux dont les longueurs sont les plus petites au plus haut de l'installation, vers le faîtage. Chaque couloir latéral est fixé sur la charpente avec deux crochets maintenus chacun par une vis SXW-L12-S16-6,5-54. Les caches couloirs doivent ensuite être mis en place. Ceux-ci doivent recouvrir les couloirs latéraux avec un recouvrement du cache couloir supérieur sur le cache couloir inferieur d'une valeur au moins égale à 250 mm. Les caches couloir doivent être fixés du côté du champ photovoltaïque en étant pincés entre le support Z et le serreur vertical. Pour des couvertures en ardoises ou en tuiles plates Dans le cas d’une mise en œuvre en association avec des ardoises ou des tuiles plates, les noquets doivent être utilisés. Ces noquets sont disposés entre chaque ardoise ou tuile plate conformément aux normes NF DTU 40.11 et NF DTU 40.23. Des cache-noquet viennent ensuite compléter l'installation en recou-vrant les noquets (voir la Figure 36). Un recouvrement de 250 mm minimum du cache-noquet supérieur sur le cache-noquet inférieur doit impérativement être respecté.

8.5311 Pose des serreurs verticaux Les serreurs verticaux sont les derniers éléments à installer de l’ossature structurelle de l’installation. Ils doivent être positionnés au-dessus des parties centrales des rails sur lesquelles ils sont fixés, en venant recouvrir les languettes d’extrémités des serreurs horizontaux pour traiter de l’étanchéité au niveau des angles de chaque module (voir la Figure 38). Le choix du serreur vertical à utiliser est défini à l’aide de la Figure 37 et : Pour une configuration paysage : à l’aide du Tableau 5 ; Pour une configuration portrait : à l’aide des Tableau 4. Ils sont fixés avec des vis SN3/12-S-L12-5,5x23 dont le nombre doit correspondre au nombre de perçages correspondant à la longueur du serreur vertical utilisé. Il est impératif d’appliquer un couple de serrage au moins égal à 14 Nm.

8.5312 Mise en place des tôleries d’angle La tôlerie d’angle vient se poser sur les couloirs latéraux avec un recouvrement longitudinal d’au moins 150 mm. Sa fixation mécanique s’opère par emboîtement de son pli "pince" dans celui couloir latéral suivi de l’emboîtement de sa partie haute dans le logement de la fixation de faîtage prévu à cet effet (voir la Figure 39 et la Figure 40).

En complément de cette fixation mécanique, chaque tôle d’angle est fixée à la charpente par l’intermédiaire de 3 crochets répartis sur sa périphérie extérieure : l’un est disposé sur la partie latérale et les deux autres sur la partie supérieure de la pièce. Chaque crochet est fixé à l’aide d’une vis SXW-L12-S16-6,5-54.

8.5313 Mise en place de la tôlerie supérieure L’assemblage de deux tôleries supérieures entre elles (ou avec l’angle droit et gauche) est réalisé par le recouvrement des 2 plis pinces (l’un orienté vers le haut, l’autre vers le bas) l’un dans l’autre, et ce, sur tout le déve-loppé de la tôlerie supérieure. En partie arrière de la tôlerie supérieure, la pièce de gauche s’insère dans celle de droite grâce au pli pince réalisé de biais. Les tôles d’abergement latérales doivent chevaucher les tôles d’angle sur une longueur minimum d’environ 150 mm. De la même manière que pour les tôleries d'angle, les tôleries supérieures se mettent en place par emboîtement de leur partie haute dans le logement de la fixation de faîtage prévu à cet effet (voir la Figure 40). La fixation de chaque tôle d’abergement supérieure est réalisée par l’intermédiaire de deux crochets. Chacun des crochets est fixé à la char-pente à l’aide d’une vis SXW-L12-S16-6,5-54.

8.5314 Remise en place des éléments de couverture Préalablement à la remise en place des éléments de couverture, il convient de coller le joint mousse sur les couloirs latéraux et les tôleries supérieures (voir la Figure 41, Figure 42, Figure 43). Lorsque l'installation est terminée (mise en place de tous les abergements), les éléments de couverture doi-vent être replacés sur le pourtour du champ photovoltaïque. Pour des couvertures tuiles à relief En partie latérale, les tuiles doivent recouvrir le couloir latéral d’au moins 100 mm et être placées jusque sur le pli intermédiaire du couloir latéral (voir la Figure 42). En partie supérieure, les tuiles doivent recouvrir les tôleries supérieures sur environ 150 mm minimum (voir la Figure 44). S'il s'agit de tuiles "ro-manes" ou de tuiles "canal", les éléments de couverture composant la ligne directement au-dessus des abergements hauts doivent impérativement être fixés. Le joint mousse doit obligatoirement obstruer la totalité de l’intrados de la tuile présente en appui sur la tôlerie supérieure. D'autre part, les tuiles chatières éventuellement présentes avant la mise en place de l'installation doivent être repositionnées sur le pourtour du champ photovoltaïque. Pour des couvertures en ardoises ou en tuiles plates Dans le cas d’une implantation sur une couverture tuiles plates ou ardoises la pose de la bande de mousse est proscrite de manière à éviter l’effet de "soulèvement" des éléments de couverture. Les éléments de couverture doivent être mis au contact des noquets.

8.54 Pose aux abords des extrémités de toiture L'installation photovoltaïque peut également être raccordée aux rives et/ou à l'égout de la toiture. Dans ce cas, il est nécessaire de tenir compte des dispositions suivantes en complément de celles énoncées précédemment.

8.541 En rives Les rives sont traitées par la mise en œuvre des bandes de rive, de façon identique à celle des couloirs latéraux. En extrémité basse de l’installation, il est nécessaire d’aligner la bande de rive à l’extrémité basse du rail du procédé. Afin de limiter les contraintes infligées à la pièce et éviter une courbure intempestive due à l’éloignement du pignon sur laquelle elle est fixée, il peut être nécessaire de caler la bande de rive à l’aide d’une entretoise (voir la Figure 46). L’extrémité basse de la bande de rive doit être alignée à l’extrémité basse du rail. Si besoin, caler la bande de rive à l’aide d’une entretoise afin de limiter les contraintes infligées à la pièce dans le cas où le pignon sur lequel on vient la fixer se retrouverai éloigné et générerait une courbure intempestive de la pièce. Les angles de l’installation sont traités avec les tôleries d’angle de rives dont la mise en œuvre est identique à celle des couloirs latéraux. 8.542 A l’égout La partie inclinée canalisant l’eau dans le dispositif d’évacuation des eaux pluviales est à recouper si nécessaire de manière à ce que le ruissellement soit parfaitement orienté dans la gouttière ou si cette tôlerie vient en butée contre la gouttière elle-même. Dans le cas où une découpe est nécessaire, celle-ci devra obligatoirement être effectuée en usine afin de préserver l'esthétique et la durabilité des tôleries d'égout. La mise en œuvre du procédé est identique à celle décrite au § 8.53 en remplaçant la bande d’étanchéité par la tôlerie d’égout permettant ainsi l’évacuation d’eau directement dans la gouttière. La tôlerie d’égout est disposée sous les rails de la même façon que la bande d’étanchéité (voir la Figure 47). Elle est ainsi recouverte sur 200 mm et est maintenue par deux vis type SXW 6,5 x 54 mm à raison de 2 vis par colonne de mo-dules. Ces 2 vis sont distantes de 500 mm.

21/12-23 15/40

Aux extrémités latérales de l’installation, la tôlerie d’égout doit être positionnée contre la bande de rive ou les couloirs latéraux dont l’extrémité basse doit être alignée à celle du rail.

9. Formation La société TENESOL est prestataire de formation sous le numéro 82 69 09994 69 auprès du préfet de région de Rhône-Alpes depuis le mois de mai 2008. A ce titre, elle impose une formation initiale obligatoire, spécifique au procédé S-TE INTEGRA, à tous les installateurs. Cette formation, déli-vrée dans les locaux de la société TENESOL, apporte des connaissances théoriques et pratiques (manipulation sur maquette à l’échelle 1) sur le procédé. Cette formation consiste en : Une partie théorique : Présentation de la solution ST-E INTEGRA dans le contexte réglemen-taire et détail de la notice de pose. Une partie pratique : Ces travaux pratiques permettent de travailler sous conditions réelles et selon les règles techniques en vigueur. Cela permet également de sensibiliser sur les risques professionnels et sur le respect des règles de sécurité. A l’issue de cette formation, la société TENESOL délivre une attestation de formation nominative. La liste des personnes formées est régulière-ment tenue à jour et mise à disposition des demandeurs auprès de la Société TENESOL. Pour devenir installateur du procédé S-TE INTEGRA, il faut : Que l’installateur soit un professionnel enregistré au registre du

commerce et des sociétés. Qu’il soit qualifié pour la pose de procédés photovoltaïques. Qu’il ait suivi la formation de TENESOL portant sur les spécificités du

procédé S-TE INTEGRA. Qu’il s’engage à faire auditer ses installations par le service travaux

de TENESOL. Un premier audit est réalisé après les 3 premières installations. Si les recommandations de pose n’ont pas été respectées, la société TENESOL exigera une mise en conformité des installations. Un autre audit sera organisé pour voir si la mise en conformité à été effectuée. Si après le passage du service travaux de TENESOL, l’installateur ne respecte toujours pas les recommandations de pose, l’installateur sera retiré de la liste des installateurs agrées et aucune livraison ne sera autorisée à son encontre.

10. Assistance technique Chaque client reçoit systématiquement une assistance technique de la part de la société TENESOL pour sa première installation photovoltaïque avec l’aide sur place d’un technicien pendant une journée. La société assure ensuite sur demande une assistance technique télé-phonique pour tous renseignements complémentaires. Si nécessaire, un lien direct avec le bureau d’études est mis en place. La société TENESOL assure une assistance technique sous deux formes : assistance technique par le bureau d'études ou par le service travaux. Les plans d’implantation du procédé S-TE INTEGRA sont sys-tématiquement fournis par le bureau d’études TENESOL et ce, quel que soit la puissance du générateur. Lorsque des cas particuliers d’installations se présentent, tant au niveau de la mise en œuvre des modules que des conditions d’implantation (ombrages éventuels), elle peut également apporter son assistance technique pour la validation de la solution retenue.

11. Utilisation, entretien et réparation Les interventions sur le procédé doivent être réalisées dans le respect du code du travail et notamment de la réglementation sur le travail en hauteur. Il est impératif que les opérations de maintenance et de réparation soient effectuées par des intervenants qualifiés. Ces opérations requiè-rent des compétences en électricité et en couverture (cf. § 8.2).

11.1 Maintenance du champ photovoltaïque La face avant des modules doit être nettoyée si elle est sale ou poussié-

reuse et périodiquement au moins une fois par an. Pour ce faire, laver à l'eau claire et sécher avec un chiffon doux. Ne pas utiliser de poudre de produits détergents ou abrasifs. Ne pas utiliser de grattoir ou d'objet mé-tallique.

Lors de l’opération de nettoyage, s'assurer du bon état et du serrage de l'ensemble des fixations présentes sur les serreurs horizontaux et verti-caux.

En cas de bris de glace de la vitre ou d’endommagement d’un module photovoltaïque, il convient de le faire remplacer.

Les orifices de drainage, d'évacuation des eaux et de mise en équilibre des pressions doivent rester dégagées et propres.

11.2 Maintenance électrique Si, tenant compte de l’ensoleillement réel, une baisse mesurable de la production d’une année sur l’autre est observée, il convient de faire vérifier le bon fonctionnement de l’onduleur et des modules individuellement.

11.3 Remplacement d’un module En cas de bris de glace d’un module ou d’endommagement d’un module photovoltaïque, il convient de le faire remplacer en respectant la procédure suivante : Avant d’intervenir sur le champ photovoltaïque concerné par le défaut, il

est impératif de procéder à la déconnexion de l’onduleur du réseau en ouvrant le disjoncteur AC placé entre l’onduleur et le compteur de pro-duction et de procéder à la déconnexion du champ photovoltaïque en en-clenchant le sectionneur DC placé entre le champ PV et l’onduleur.

Si l’installation présente un risque de défaut d’isolement des câbles électriques DC, il convient de couvrir le champ photovoltaïque concerné par le défaut à l’aide d’une surface opaque (bâche, tapis …), avant inter-vention sur les modules, afin d’éviter de travailler sous tension.

Démonter en toiture le module concerné au niveau des 4 serreurs de fixation (2 serreurs horizontaux et les 2 serreurs verticaux) à l’aide d’une visseuse équipée d’une douille SFS IRIUS. Prendre soin de bien caler les modules en attente de manutention afin qu’il n’y ait aucun risque de chute.

Lors du démontage une attention particulière doit être portée à la qualité d’isolement des connecteurs débrochés afin d’éviter tout contact entre ceux-ci et les pièces métalliques de l’installation (rail de fixation,profilés, …).

Le montage du module de remplacement sera réalisé conformément à la notice de montage.

Après avoir mesuré la tension de la série de modules concernée pour s’assurer de la bonne connexion de l’ensemble et que la tension délivrée est conforme à la plage d’entrée de l’onduleur, on procédera à la recon-nexion du champ photovoltaïque en enclenchant de nouveau l'interrup-teur/sectionneur DC et en reconnectant l’onduleur au réseau en fermant le disjoncteur AC.

B. Résultats expérimentaux Les modules photovoltaïques non cadrés ont été testés selon la norme NF

EN 61215: Qualification de la conception et homologation des modules photovoltaïques, par le laboratoire EuroTest.

Les modules photovoltaïques non cadrés ont été testés selon la norme NF EN 61730 et certifiés comme appartenant à la classe d'application A jusqu’à une tension maximum de 1 000 V DC par le laboratoire EuroTest.

Le procédé photovoltaïque a été testé sous la supervision du bureau de contrôle SOCOTEC selon la norme EN 12179 pour un essai de résistance à la pression du vent.

Le procédé S-TE INTEGRA équipé de modules photovoltaïques "TEIxxx-36P" et d'un écran de sous-toiture, a fait l'objet d'un essai de résistance au feu suivant la norme XP ENV 1187 (Procès verbal de clas-sement n°RS09-060).

Le procédé photovoltaïque a été testé par le CSTB pour un essai d'étan-chéité à la pluie en soufflerie climatique « Jules Vernes » (EN-CAPE 11.209 C – V0).

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C. Références 1. Données environnementales et sanitaires Le produit (ou procédé) S-TE INTEGRA ne fait pas l’objet d’une Fiche de Déclaration Environnementale et Sanitaire (FDES). Les données issues des FDES ont pour objet de servir au calcul des impacts environnementaux des ouvrages dans lesquels les produits (ou procédés) visés sont susceptibles d’être intégrés.

2. Autres références Le procédé photovoltaïque est fabriqué depuis 11/2010. Environ 1 300 m2 ont été commercialisés en France à ce jour, soit environ 200 kW.

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Tableaux et figures du Dossier Technique

Matériau

Revêtement de finition sur la face exposée

Atmosphère extérieure

Rurale non pol-

luée

Industrielle ou urbaine Marine

Spéciale normale Sévère

20 km à

10 km

10 km à

3 km

Bord de mer *

(< 3 km) Mixte

Aluminium EN AW 6106 (Eléments de fixation) - . . . .

Aluminium EN AW 6005A T6 - . . . .

Aluminium EN AW 6082 T6 - . . . . Aluminium EN AW 3105 (Tôleries d'abergement)

Polyester 20 µm . . . . - - -

Aluminium EN AW 3105 (Tôleries d'abergement)

Polyester sous label Qualicoat

. . . . .

Les expositions atmosphériques sont définies dans l'annexe B1 de la norme NF DTU 40.36

. Matériau adapté à l'exposition.

Matériau dont le choix définitif ainsi que les caractéristiques particulières doivent êtres arrêtés après consultation et ac-cord du fabricant des pièces.

- Matériau non adapté à l'exposition. * à l'exception du front de mer.

Tableau 1 – Guide de choix des matériaux selon l’exposition atmosphérique

Rail

Paysage Portrait

Nom Longueur (mm) Nom Longueur

(mm)

RAIL Y1 L:880 PA 880,00 RAIL Y1 L:1690 1 690,00

RAIL Y2 L:1604.5 PA 1 604,50 RAIL Y2 L:3224.5 3 224,50

RAIL Y3 L:2329 PA 2 329,00 RAIL Y3 L:4759 4 759,00

RAIL Y4 L:3053.5 PA 3 053,50 RAIL Y4 L:6293.5 6 293,50

RAIL Y5 L:3778 PA 3 778,00 RAIL Y5 L:7828 7 828,00

RAIL Y6 L:4502.5 PA 4 502,50 RAIL Y6 L:9362.5 9 362,50

RAIL Y7 L: 5227 PA 5 227,00

RAIL Y8 L: 5951.5 PA 5 951,50

Tableau 2 - Longueur des rails

Paysage Portrait

Serreur X Serreur Y Serreur X Serreur Y

Nom Longueur (mm) Nom Longueur

(mm) Nom Longueur (mm) Nom Longueur

(mm)

Serreur X1 1 468 Serreur Y2 1 604,50 Serreur X1 658 Serreur Y1 1 690,00

Serreur Y3 2 329,00 Serreur Y2 3 224,50

Serreur Y4 3 053,50 Serreur Y1

Complémentaire 1 534,50

Serreur Y3 complémentaire 2 173,50

Serreur Y2 complémentaire 3 069,00

Serreur Y4 complémentaire 2 898,00

Tableau 3 - Dimensions des serreurs

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HAUTEUR DE CHAMPS LONGUEUR DU RAIL (mm)

SerreurY2 PA L=1604,5 mm

Serreur Y3 PA L=2329 mm

Serreur Y4 PA L=3053,5 mm

Serreur Y3 Complémentaire PA L=2173,5 mm

Y1 880,0 Y2 1604,5 A Y3 2329,0 A Y4 3053,5 A Y5 3778,0 B A Y6 4502,5 A B Y7 5227,0 A B

Tableau 4 – Disposition des serreurs verticaux dans le rampant pour une mise en œuvre en configuration paysage (avec A et B correspondant à l’ordre des serreurs dans le rampant, A étant la position la plus proche de l’égout)

HAUTEUR DE CHAMPS

LONGUEUR DU RAIL (mm)

Serreur Y1 PO

L=1690 mm

Serreur Y2 PO L=3224,5 mm

Serreur Y1 complémen-taire PO

L=1534,5 mm

Serreur Y2 complémen-taire PO

L=3069mm Y1 1690,0 A Y2 3224,5 A Y3 4759,0 A B Y4 6293,5 A B Y5 7828,0 A C B Y6 9362,5 A B,C

Tableau 5 – Disposition des serreurs verticaux dans le rampant pour une mise en œuvre en configuration portrait (avec A, B et C correspondant à l’ordre des serreurs dans le rampant, A étant la position la plus proche de l’égout)

Descente de charges maximales sur les planches

Nombre d'appuis Charges

G=15 daN/m²

Effort appliqué aux appuis

(daN/m²)

Surface maximale reprise

(m²)

Réactions maximales aux appuis

(daN)

3 appuis

descendants

N=130 daN/m²

G+N=145

1,5G+1,7N=243,5 S=0,5075

1,25×(G+N)×S=92

1,25×(1,5G+1,7N)×S =155

ascendants

W=-137 daN/m²

G-W=-122

G-1,7W=-218

1,25×(G+W)×S=-77

1,25×(1,5G+1,7N)×S =-138

Tableau 6 – Réaction aux appuis au droit des chevrons

21/12-23 19/40

N° Description

1 MODULE PV

2 KIT RAIL

3 KIT TRAVERSE

4 KIT SERREUR POUR TRAVERSE

5 CLOSOIR INFERIEUR

6 KIT SERREUR POUR RAIL

7 CRAPAUD

8 ANCRE HAUTE PA

9 ANCRE BASSE PA

10 ZED ALU H : 17 2 MODULES

11 ZED ALU H : 17 1 MODULE

12 TOLERIE ANGLE DROIT

13 TOLERIE LATERALE DROIT 1 MODULE

14 TOLERIE LATERALE DROIT 2 MODULES

15 TOLERIE ANGLE GAUCHE

16 TOLERIE LATERALE GAUCHE 1 MODULE

17 TOLERIE LATERALE GAUCHE 2 MODULES

18 POINT FIXE

19 KIT FIXATION DE FAITAGE

20 TOLERIE D’EGOUT OU BANDE DE PLOMB PLISSE

21 CACHE COULOIR DROIT

22 CACHE COULOIR GAUCHE

N° Description

1 MODULE PV

2 KIT RAIL

3 KIT TRAVERSE

4 KIT SERREUR POUR TRAVERSE

5 CLOSOIR INFERIEUR

6 KIT SERREUR POUR RAIL

7 CRAPAUD

8 KIT FIXATION DE FAITAGE

9 ZED

10 TOLERIE LATERALE DROITE

11 TOLERIE LATERALE GAUCHE

12 TOLERIE ANGLE DROIT

13 TOLERIE ANGLE GAUCHE

14 TOLERIE SUPERIEURE

15 POINT FIXE

16 TOLERIE D’EGOUT OUBANDE DE PLOMB PLISSE

17 CACHE COULOIR DROIT

18 CACHE COULOIR GAUCHE

Mode paysage Mode portrait

Figure 1 – Schéma éclaté du procédé

20/40 21/12-23

Figure 2 – Modules photovoltaïques

Profilé rail sans joint filant Joint filant bi-dureté

Rail avec joint filant Profilé du rail

Figure 3 – Profilé rail

Figure 4 – Point fixe

21/12-23 21/40

Figure 5 – Crapaud

Traverse avec joints filants et joints EPDM rectangulaires Traverse avec joints filants et joints EPDM rectangulaires

Joint filant bi-dureté (1) Joint rectangulaire EPDM (2)

Traverse paysage avec encoche usinée située au milieu de la longueur de la traverse

Figure 6 – Traverse

Figure 7 – Ancre basse

Figure 8 – Ancre haute

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N° Dénomination

1 Partie supérieure du serreur

2 Joint filant

3 Joint languette

Partie supérieure du serreur (1) Joint filant (2) Joint languette (3)

Figure 9 – Serreurs verticaux et horizontaux

N° Dénomination

1 Partie supérieure de la fixation de faîtage

2 Joint filant

3 Joint languette

Fixation de faîtage mode paysage Fixation de faîtage mode portrait

Figure 10 – Fixation faîtage

21/12-23 23/40

Figure 11 – Support de tôlerie latérale Z

Figure 12 – Closoir inférieur

Cache couloir

Couloir latéral

Figure 13 – Couloir latéral

24/40 21/12-23

Vues de face des tôleries X1, X2 et droite portrait

tôlerie supérieure X1 ou X2

tôlerie supérieure droite portrait

Vue détaillée des recouvrements Vues de face, de gauche et de droite de la tôlerie supérieure X1 ou X2

Figure 14 – Tôlerie supérieure

21/12-23 25/40

Angle supérieur droit portrait Angle supérieur gauche portrait

Tôlerie d'angle tuiles à relief

Tôlerie d'angle tuiles plates et ardoises

Figure 15 –Tôleries d’angles

26/40 21/12-23

Figure 16 – Tôleries d’angles de rives

Figure 17 – Cale compensatoire

21/12-23 27/40

Figure 18 – Schéma de principe de câblage du procédé

Figure 19 – Passage des câbles dans le cas d'une toiture ne disposant pas d'écran de sous-toiture

28/40 21/12-23

Figure 20 – Fixation des câbles électriques aux crapauds

Schéma de principe du platelage dans le cas où la toiture dispose d’un écran de sous-toiture : l’écran de sous toiture est positionnée entre les contrelattes et les chevrons

Cas d'une jonction planche/liteau

Schéma de principe du platelage dans le cas où la toiture ne dispose pas d’un écran de sous-toiture

Figure 21 – Mise en œuvre du platelage en fonction de la présence de l’écran de sous-toiture

21/12-23 29/40

Pose du platelage en mode paysage

Pose du platelage en mode portrait

Fixation des planches

Figure 22 – Mise en place du platelage

30/40 21/12-23

Pose en association avec des tuiles plates

(La partie grisée représente la zone dans laquelle l’extrémité de la bande de plomb doit se situer).

Pose en association avec des tuiles "canal"

Figure 23 – Mise en place de la bande d’étanchéité

Figure 24 – Mise en place du point fixe sur la planche de platelage

Configurations possibles de réglage crapaud Fixation des crapauds

Figure 25 – Fixation du rail

21/12-23 31/40

Mode paysage Mode portrait

Figure 26 – Fixation du rail sur le platelage

Figure 27 – Fixation des traverses

32/40 21/12-23

Assemblage de l’ancrage

Vue de face

Vue de coté avec les points d’ancrage

Figure 28 – Mise en place du joint d'interface

Positionnement des cales sur les rails Positionnement des cales sur les traverses

Positionnement des cales

Format portrait Format paysage

Figure 29 – Mise en place des cales

21/12-23 33/40

Mode portrait Mode paysage

Figure 30 – Mise en place des modules photovoltaïques

Figure 31 – Mise en place du closoir

Figure 32 – Pose des serreurs horizontaux et verticaux

Figure 33 – Mise en place des fixations de faîtage

34/40 21/12-23

Figure 34 – Mise en place du profilé ZED support

Figure 35 – Mise en place des couloirs latéraux

Figure 36 – Mise en place des noquets et caches noquets

21/12-23 35/40

Figure 37 – Mise en place des serreurs verticaux

36/40 21/12-23

Raccord des serreurs horizontaux et verticaux Raccord des serreurs verticaux

Détail du jeu entre le serreur vertical et le serreur horizontal

Figure 38 – Raccords des serreurs

21/12-23 37/40

Figure 39 – Mise en place de la tôlerie d’angle

Vue en coupe de la partie de la tôle d’abergement à engager dans la fixation de faîtage

Vue axonométrique de la partie de la tôle d’abergement à engager dans la fixation de faîtage

Recouvrement de deux tôles d’abergement supérieures

Figure 40 – Mise en place des tôleries d'angles et des tôleries supérieures dans les fixations de faîtage

Figure 41 – Obstruction des tuiles en partie haute de l'installation

38/40 21/12-23

Figure 42 – Vue en coupe transversale d’une installation sur couverture en tuile à relief

Figure 43 – Vue en coupe transversale d’une installation sur couverture en tuiles plates ou ardoises

21/12-23 39/40

Figure 44 –Coupes longitudinales d’une installation sur couverture en tuile à relief

Figure 45 – Vue en coupe longitudinale d’une installation sur couverture en ardoise

Mise en place de la tôlerie de rive Mise en place de la tôlerie d’angle de rive

Vue en coupe de l’installation mise en œuvre en rive

Figure 46 – Mise en place des tôles des bandes de rives

40/40 21/12-23

Figure 47 – Mise en place des tôles d’égout