Avis Technique 21/11-20

Procédé photovoltaïque

Photovoltaic panel

Photovoltaikpanel

Module photovoltaïque verre/polymère mis en œuvre en toiture

KOGYSUN - ATERSA Titulaire : Société KOGYS

382 impasse des Tamaris FR – 82000 MONTAUBAN

Tél. : 05 63 91 20 14 Fax : 05 63 91 20 15 E-mail : contact@kogys.com Internet : www.kogys.com

Commission chargée de formuler des Avis Techniques (arrêté du 2 décembre 1969) Groupe Spécialisé n° 21 Procédés photovoltaïques

Vu pour enregistrement le 27 février 2012

Secrétariat de la commission des Avis Techniques 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 a examiné, le 17 novembre 2011 le procédé photovoltaïque "KOGYSUN-ATERSA", présenté par la société KOGYS. 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 métalliques en remplacement de grands éléments de couverture (plaques profilées en fibres-ciment ou plaques nervurées en acier). Il est destiné à la réalisation d’installations productrices d’électricité solaire. Il intègre : un (des) module(s) photovoltaïque(s), de puissance comprise entre

222 Wc et 255 Wc, muni(s) d’un cadre en profils d'aluminium, un système de montage permettant une mise en œuvre en toiture

des modules en mode "portrait" ou "paysage".

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 élec-triques ainsi que le nom et l’adresse du fabricant. Les autres constituants sont identifiables par leur géométrie particu-lière et sont référencés, lors de leur livraison, par une liste présente sur les colis les contenant. Les petits éléments sont quant à eux condi-tionnés dans des poches et des petits cartons étiquetés avec les réfé-rences de la société KOGYS.

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

2.1 Domaine d’emploi accepté Domaine d’emploi proposé au § 1.2 du Dossier Technique, restreint aux dispositions énoncées dans le § 2.232 "Sécurité en cas de séisme" du présent Avis.

2.2 Appréciation sur le produit

2.21 Conformité normative des modules La conformité des modules photovoltaïques 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 exposi-tion 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 procédé. Il est rappelé que les FDES n’entrent pas dans le champ d’examen d’aptitude à l’emploi du 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 C15-100 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 1 000 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 cadrés sont certifiés d’une Classe d'Ap-plication A selon la norme NF EN 61730, jusqu’à une tension maxi-mum de 1 000 V DC et sont ainsi considérés comme répondant aux prescriptions de la classe de sécurité électrique II jusqu’à 1 000 V DC.

Les connecteurs HUBER UND SUHNER, de marque RADOX SOLAR, utilisés, ayant un indice de protection 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 électriques. 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 de type SOLFIL de MECATRACTION pour la liaison des cadres des modules, de cosses faston avec rondelles bi-métal pour la liaison des ossatures secondaires et de raccords à griffes de type RG de MECATRACTION pour la liaison principale per-met d'assurer la continuité de la liaison équipotentielle des masses du champ photovoltaïque 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

Dénomination commerciale Puissance crête (Wc)

A-235M 235

A-240M 240

A-245M 245

A-255M 255

A-222P 222

A-230P 230

A-238P 238

2.232 Fonction Couverture

Stabilité La stabilité du procédé est convenablement assurée sous réserve : d’un dimensionnement et d’un calepinage systématiques de l'en-

semble du procédé par le bureau d'études de la société KOGYS avec prise en compte des valeurs maximales admissibles des charges climatiques appliquées sur la toiture suivantes : - 2 400 Pa sous charge de neige normale (selon les règles NV65

modifiées) pour des modules mis en œuvre en mode portrait, - 2 000 Pa sous charge de neige normale (selon les règles NV65

modifiées) pour des modules mis en œuvre en mode paysage, - 1 414 Pa sous vent normal (selon les règles NV65 modifiées).

d’une reconnaissance préalable de la charpente support vis-à-vis de la tenue des fixations,

que la toiture d'implantation présente un espacement entre pannes inférieur ou égal à 2,10 m,

d’une mise en œuvre du procédé respectant les dispositions sui-vantes : - ossature primaire (omégas) sur 4 appuis minimum avec entraxe

maximal égal à 1,67 m (0,67 m en rives) et sans porte-à-faux, - ossature secondaire (rails aluminium) sur 2 appuis minimum avec

entraxe maximal égal à 0,83 m pour le mode portrait et 0,69 m pour le mode paysage (0,9 m en sablière) et un porte-à-faux ne dépassant pas 0,50 m,

- modules sur 2 appuis minimum avec un porte-à-faux ne dépas-sant pas 0,50 m,

- longueurs de rampants de toiture de 40 m maximum équivalent à une longueur projetée maximale de 39,9 m et de toute façon infé-rieures aux longueurs de rampant maximum définies dans les DTU et les documents de références concernés lorsque des élé-ments de couvertures sont associés aux modules photovoltaïques,

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d’informer le charpentier que le procédé génère des continuités d’appuis sur les pannes et que les descentes de charge sont fournies par la société KOGYS.

Complexité de toiture L'application du procédé en toiture complète paraît pouvoir être envi-sagée favorablement compte tenu de la fourniture systématique des tôles de finition de l'installation photovoltaïque par la société KOGYS. Par ailleurs, le traitement des éventuelles pénétrations de toiture (cheminées, sorties de toiture, fenêtres de toit…) en stricte conformité avec le DTU 40.35 à l'aide des mêmes plaques d'acier nervurées que celles utilisées par le procédé, sous réserve d'une interruption du champ photovoltaïque et du respect d'un éloignement de 300 mm minimum par rapport à la pénétration, paraît pouvoir être envisagée favorablement.

Étanchéité à l’eau La conception globale du procédé, ses conditions de pose prévues par le Dossier Technique (avec notamment l'utilisation d'un seul et même profil de plaque nervurée du faîtage à l'égout, l'utilisation systématique d'un complément d'étanchéité aux recouvrements transversaux des bacs de sous-face et la fixation du closoir inférieur au-dessus de l'égout ou à l'extérieur de la zone de clos et couvert du bâtiment) et les retours d’expérience sur ce procédé permettent de considérer une étanchéité à l’eau satisfaisante. Le fait que la société KOGYS fournisse systématiquement les aberge-ments d'étanchéité à ses installateurs, ainsi que le recours toujours possible à son assistance technique permettent de préjuger favora-blement de l'étanchéité de l'ensemble de l'installation photovoltaïque.

Risques de condensation Le procédé n'aggrave pas les risques de condensation par rapport aux couvertures traditionnelles en plaques d'acier nervurées (cf. le DTU 40.35). Les mises en œuvre, telles que décrites dans le Dossier Technique, permettent de gérer les risques de condensation de façon satisfaisante grâce à l'utilisation: d'un régulateur de condensation dans le cas de toitures froides

ventilées non isolées, de closoirs adéquats pour le blocage de la circulation d'air dans le

cas de toitures chaudes isolées sur pannes par feutre tendu sous Avis Technique.

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 compor-tement au feu extérieur de toiture, prescrits par la réglementation doivent être appliqués en fonction du bâtiment concerné. Aucune performance au feu n'a été déterminée sur ce procédé. Dans le cas des Établissements Recevant du Public (ERP), la Commis-sion Centrale de Sécurité (CCS) préconise par ailleurs la réalisation de mesures 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 l'utilisation d'un support continu constitué par les bacs de sous-face.

Sécurité des intervenants La sécurité des intervenants lors de la pose, de l’entretien et de la maintenance 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 antichute selon la réglementation en vigueur : d’une

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

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

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 normal », les applications du procédé sont limitées : en zone de sismicité 1 : aux bâtiments de catégories d’importance

I à IV, en zone de sismicité 2 : aux bâtiments de catégorie d’importance

I et II, en zone de sismicité 3 et 4 :

- aux bâtiments de catégorie d’importance I, - aux bâtiments de catégorie d’importance II remplissant les condi-

tions des Règles de Construction Parasismiques PS-MI "Construc-tion parasismique des maisons individuelles et bâtiments assimilés".

2.24 Durabilité - Entretien La durabilité propre des composants, leur compatibilité, la nature des contrôles effectués tout au long de leur fabrication permettent de préjuger 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 Ta-bleau 2) et moyennant un entretien conforme aux indications portées dans la notice de montage et 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 constance de qualité de la fabrication du procédé photovoltaïque.

2.26 Mise en œuvre La mise en œuvre du procédé photovoltaïque effectuée par des instal-lateurs agréés (avertis des particularités de pose de ce procédé grâce à une formation obligatoire de la part de la société KOGYS, disposant de compétences en couverture et titulaires d'une appellation "QUALI'PV, module Bat" pour la pose du procédé en toiture et dispo-sant de compétences électriques et titulaires d'une appellation "QUALI'PV, module Elec" pour la connexion électrique de l'installation photovoltaïque) permet d’assurer une bonne réalisation des installa-tions. Le mode constructif et les dispositions de mise en œuvre relèvent de techniques classiques de mise en œuvre en couverture. Il est toutefois nécessaire de noter que cette mise en œuvre requiert un strict respect des plans de réalisation fournis par la société KOGYS : le calepinage du procédé étant fonction des conditions climatiques du chantier, il est directement lié à la stabilité du procédé.

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. Une reconnaissance préalable de la charpente support vis-à-vis 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 pouvant entraîner des pertes de puissance et une détérioration préma-turée 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 et “Guide pratique à l’usage des bureaux d’étude et installateurs pour l’installation de générateurs photovoltaïques raccor-dés au réseau” édité par l’ADEME et le SER. La continuité de la liaison équipotentielle des masses du champ photo-voltaïque doit être maintenue, même en cas de maintenance ou de réparation. En présence d’un rayonnement lumineux, les modules photovoltaïques produisent du courant continu et ceci sans possibilité d’arrêt. La ten-sion 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.

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2.32 Prescriptions techniques particulières

2.321 Livraison La notice de montage (en fonction du type de pannes du chantier : profilés à chaud ou profilés à froid) et l'ensemble des plans de réalisation du chantier sont 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 Les installations doivent toujours être reliées à l'égout et au faîtage de la toiture (même si l'installation photovoltaïque ne va pas du faîtage à l'égout, les bacs de sous-face du procédé sont eux, obligatoirement mis en place du faîtage à l'égout, éventuellement avec des bacs de complément). Chaque mise en œuvre doit être calculée et vérifiée par la société KOGYS au regard des charges climatiques appliquées sur la toiture considérée, en tenant compte le cas échéant des actions locales, au regard des contraintes maximales admissibles par chaque élément du procédé. Les bacs de sous-face doivent être fixés à toutes les ondes sur les pannes de la charpente (à l'aide des cavaliers ou des rehausses). Les règles de mise en œuvre décrites au Dossier Technique et les dispositions mentionnées au § 2.222 "Stabilité" doivent être respec-tées. De plus, le charpentier doit être informé que le procédé génère des continuités d’appuis sur les pannes et que les descentes de charge sont fournies par la société KOGYS. Il est également nécessaire de noter que : la mise en œuvre requiert un strict respect des plans de réalisation

du chantier (positionnement et entraxe de chaque pièce, densité de fixation, etc.), fournis par la société KOGYS,

dans le cas des toitures chaudes avec isolation sur pannes par feutre tendu bénéficiant d'un Avis Technique, il est indispensable de se re-porter à l'Avis Technique du feutre tendu utilisé pour en connaître le domaine d'emploi et les conditions de mise en œuvre.

La mise en œuvre, ainsi que les opérations d’entretien, de mainte-nance et de réparation du procédé photovoltaïque doit être assurée par des installateurs agrées par la société KOGYS. 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.

2.324 Assistance technique La société KOGYS 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 30 novembre 2014

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.

La spécificité du procédé impose que les installations photovoltaïques soient toujours et obligatoirement reliées à l'égout et au faîtage de la toiture (même si l'installation photovoltaïque ne va pas du faîtage à l'égout, les bacs de sous-face du procédé sont eux, obligatoirement mis en place du faîtage à l'égout, éventuellement avec des bacs de complément). Comme pour l'ensemble des procédés de ce domaine : chaque mise en œuvre requiert 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 attire l’attention sur le fait que : les bacs de sous-face constituent le plan d’étanchéité du procédé, les rehausses de blocage intermédiaires permettent la création de

plusieurs lignes de points fixes pour l'ossature primaire oméga le long du rampant de toiture (en plus de la ligne de points fixes créée en bas de rampant par les rehausses de blocage basses),

le dimensionnement et le calepinage du procédé (entraxe des pièces, densité de fixation, etc.) est intégralement effectué par le bureau d'études de la société KOGYS avant chaque projet grâce aux informations fournies par l'installateur,

la mise en œuvre du procédé doit se faire en stricte conformité avec les plans de réalisation fournis par la société KOGYS, pour permettre d'assurer l'étanchéité et la stabilité du procédé.

Le Groupe Spécialisé souhaite également préciser que cet Avis Tech-nique nécessitera d'être révisé en cas d'évolution des prescriptions relatives à l'isolation et à la ventilation des DTU de la série 40.

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 métalliques en remplacement de grands éléments de couverture (plaques profilées en fibres-ciment ou plaques nervurées en acier). Il est destiné à la réalisation d’installations productrices d’électricité solaire. Il intègre : un (des) module(s) photovoltaïque(s), de puissance comprise entre

222 Wc et 255 Wc, muni(s) d’un cadre en profils d'aluminium, un système de montage permettant une mise en œuvre en toiture

des modules en mode "portrait" ou "paysage".

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 des bâtiments ne dépassant pas 15 m de hauteur, ni 40 m de

largeur et sans limitation de longueur. - sur toitures inclinées de bâtiment neuf ou existant. - autour d'éventuelles pénétrations de toiture (cheminées, sorties de

toiture, fenêtres de toit…) à condition que : le champ photovoltaïque soit interrompu en respectant une

distance des modules à la pénétration de 300 mm minimum, les pénétrations soient traitées en stricte conformité avec le

DTU 40.35 à l'aide des mêmes plaques d'acier nervurées que celles utilisées pour le procédé.

- exclusivement sur charpente métallique dont les pannes disposent des caractéristiques minimales suivantes : largeur de l'appui : 40 mm minimum, épaisseur de l'appui : entre 2 mm et 12 mm.

- en remplacement de plaques profilées en fibres-ciment ou de plaques nervurées en acier. Les couvertures doivent être conformes aux prescriptions des DTU et documents concernés : notamment les DTU 40-35 ou NF DTU 40.37 (notamment pour la pente et la longueur de rampant),

- en toiture partielle du faîtage à l'égout (même si l'installation pho-tovoltaïque ne va pas du faîtage à l'égout, les bacs de sous-face du procédé sont eux, obligatoirement mis en place du faîtage à l'égout, éventuellement avec des bacs de complément) en associa-tion avec des éléments de couverture (plaques profilées en fibres-ciment ou plaques nervurées acier) ou en toiture complète, entiè-rement photovoltaïque ou avec les bacs de sous-face (et éventuel-lement les bacs de compléments du procédé en option) : voir le Tableau 1.

- applicable pour des toitures froides ventilées non isolées ou pour des toitures chaudes avec isolation sur pannes par feutre tendu bénéficiant d'un Avis Technique. Dans ce dernier cas, il est indis-pensable de se reporter à l'Avis Technique du feutre tendu utilisé pour en connaître le domaine d'emploi et les conditions de mise en œuvre. A noter que dans le cas d’une installation en toiture partielle (en association avec des éléments de couverture en plaques profilées en fibres-ciment ou plaques nervurées en acier), l’emploi du pro-cédé se fera exclusivement dans le cadre d’une toiture froide ven-tilée non isolée (voir le § 8.53).

La toiture d’implantation doit présenter : - un entraxe entre pannes maximum de 2,10 m, - des versants de pente, imposée par la toiture (voir le Tableau 1) :

compris entre 10 % et 50 % (environ 6° et 26,56°) dans le cas d'une toiture partielle en association avec des plaques nervurées en acier.

compris entre 21 % et 50 % (environ 12° et 26,56°) dans le cas d'une toiture partielle en association avec des plaques profilées de fibres-ciment.

compris entre 7 % et 50 % (environ 4° et 26,56°) dans le cas d'une toiture complète (photovoltaïque ou avec bacs de sous-face et éventuellement bacs de complément). La pente minimale pouvant être ramenée à 5 % (2,86°) dans le cas de bacs de sous-face ayant une longueur égale à la longueur de rampant de la toiture.

Quoi qu'il en soit, la valeur de la pente minimale donnée ci-dessus de-vra être comparée à celle donnée dans les DTU 40-35 ou NF DTU 40.37 au regard des éléments de couverture constituant la toiture. Il conviendra alors de retenir la valeur de pente la plus grande.

Les modules photovoltaïques doivent obligatoirement être installés : - avec une ossature primaire (omégas) sur 4 appuis minimum avec en-

traxe maximal égal à 1,67 m (0,67 m en rives) et sans porte-à-faux, - avec une ossature secondaire (rails aluminium) sur 2 appuis minimum

avec entraxe maximal égal à 0,83 m pour le mode portrait et 0,69 m pour le mode paysage (et 0,9 m en sablière) et un porte-à-faux ne dé-passant pas 0,50 m,

- avec des modules sur 2 appuis minimum et un porte-à-faux ne dépas-sant pas 0,50 m,

- sur des longueurs de rampants de toiture de 40 m maximum équiva-lent à une longueur projetée maximale de 39,9 m et de toute façon in-férieures aux longueurs de rampant maximum définies dans les normes DTU et les documents de références concernés lorsque des éléments de couvertures sont associés aux modules photovoltaïques,

- sur des toitures soumises à des charges climatiques sous neige nor-male (selon les règles NV 65 modifiées) n’excédant pas 2 400 Pa pour des modules mis en œuvre en mode portrait,

- sur des toitures soumises à des charges climatiques sous neige nor-male (selon les règles NV 65 modifiées) n’excédant pas 2 000 Pa pour des modules mis en œuvre en mode paysage,

- sur des toitures soumises à des charges climatiques sous vent normale (selon les règles NV 65 modifiées) n’excédant pas 1 414 Pa sous vent normal (selon les règles NV65 modifiées).

En fonction des matériaux constitutifs du procédé, le Tableau 2 précise les atmosphères extérieures permises.

2. Éléments constitutifs Le procédé photovoltaïque "KOGYSUN-ATERSA" (voir la Figure 1 et la Figure 2) est l’association d’un module photovoltaïque cadré et d’un sys-tème de montage spécifique (ayant fait l'objet d'un dépôt de brevet) lui permettant une mise en œuvre en toiture.

2.1 Module photovoltaïque Les modules photovoltaïques (voir la Figure 5) peuvent être fournis par la société KOGYS ou approvisionnés directement par l'installateur. Ils sont fabriqués par la société ATERSA et peuvent être de deux natures différentes. Leurs dénominations commerciales "A-xxxM" ou A-yyyP" se déclinent en fonction : de la puissance crête :

- "xxx" pouvant être égal à 235, 240, 245 ou 255 Wc, - "yyy" pouvant être égal à 222, 230, 238 Wc.

de la technologie des cellules : - "M" pour monocristalline, - "P" pour polycristalline.

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2.11 Film polymère Modules photovoltaïques "A-xxxM" Composition : à base de PET (Polyéthylène téréphtalate) entre deux

couches de PVF (Polyfluorure de vinyle ou Tedlar®) avec un traite-ment spécifique de la surface intérieure pour permettre une meilleure adhérence de la résine encapsulante.

Épaisseur : (0,35 ± 0,03) mm, Tension diélectrique maximum admissible : 1 145 V. Modules photovoltaïques "A-xxxP" Composition : à base de PVF (Polyfluorure de vinyle ou Tedlar),

PET (Polyéthylène téréphtalate) et EVA (Ethyl Vinyl Acétate) avec un traitement spécifique de la surface intérieure pour permettre une meilleure adhérence de la résine encapsulante.

Épaisseur : 0,275 mm. Tension diélectrique maximum admissible : 1 000 V.

2.12 Cellules photovoltaïques Modules photovoltaïques "A-xxxM" Les cellules de silicium monocristallin utilisées pour ces modules sont fabriquées par la société NEO SOLAR POWER. Dénomination commerciale : NS6CL / NS6DL, Épaisseur : (180 ± 30) µm ou (200 ± 30) µm, Dimensions : (156 x 156) ± 0,5 mm. Au nombre de 60, ces cellules sont connectées en série et réparties en 6 colonnes de 10 cellules (voir la Erreur ! Source du renvoi introu-vable.) selon la configuration suivante :

- distance minimale entre cellules horizontalement : (3 ± 1) mm, - distance minimale entre cellules verticalement : (2 ± 1) mm, - distance minimale par rapport au bord haut: (37 ± 1) mm, - distance minimale par rapport au bord bas : 24 mm, - distance minimale par rapport au bord droit : 16 mm, - distance minimale par rapport au bord gauche : 17 mm.

Modules photovoltaïques "A-xxxP" Les cellules de silicium polycristallin utilisées pour ces modules sont fabriquées par la société MOTECH. Dénomination commerciale : IM156. Épaisseur : (180 / 200 ou 240) µm ± 30 µm. Dimensions : (156 x 156) ± 0,5mm. Au nombre de 60, ces cellules sont connectées en série et réparties en 6 colonnes de 10 cellules (voir la Erreur ! Source du renvoi introu-vable.) selon la configuration suivante :

- distance minimale entre cellules horizontalement : (3 ± 1) mm, - distance minimale entre cellules verticalement : (2 ± 1) mm, - distance minimale par rapport au bord haut: (37 ± 1) mm, - distance minimale par rapport au bord bas : 24 mm, - distance minimale par rapport au bord droit : 17 mm, - distance minimale par rapport au bord gauche : 17 mm.

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 (0,45 ± 0,05) mm d’épaisseur permettant d’encapsuler les cellules entre le film polymère et le vitrage.

2.15 Vitrage Modules photovoltaïques "A-xxxM" et "A-xxP" Nature : verre trempé imprimé extra clair selon la norme EN 12150. Épaisseur : (4 ± 0,2) mm. Dimensions : (1639 ± 1,5) x (984 ± 1,5) mm. Transmission solaire : 91,5 %.

2.16 Constituants électriques

2.161 Boîte de connexion Une boîte de connexion fabriquée par ATERSA, de dénomination com-merciale "QUAD V2" est collée avec du mastic polyuréthanne en sous face de chaque module. Elle présente les dimensions hors tout sui-vantes : 160 mm x 124 mm x 27 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 modules.

Elle possède les caractéristiques suivantes : Classe II de sécurité électrique. Indice de protection : IP 65. Tension de système maximum : 1 000 V DC entre polarités. Courant maximal admissible (intensité assignée) : 15 A. Plage de température : - 40 °C à + 85 °C.

2.162 Diodes bypass Trois diodes bypass sont implantées dans chaque boîte de connexion des modules. Chacune de ces diodes protègent une série de 20 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 1,25 m chacun 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 38 A. Tension assignée : 1 000 V. Double isolation. Certificat TÜV R02210086 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 avec double verrouillage de la société HUBER UND SUHNER, préassemblés en usine aux câbles des modules. De marque RADOX SOLAR, ces connecteurs 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 38 A. Plage de température de - 40 °C à + 110 °C. Résistance de contact : < 4 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.

2.17 Cadre du module photovoltaïque Le cadre des modules est composé de profils (voir la Figure 6) en alumi-nium EN AW 6063 T5 avec laquage polyester gris de 60 à 90 µm sous label QUALICOAT. Le cadre des modules présente deux profilés longitudinaux (sur la longueur des modules) et deux profilés transversaux (sur la largeur des modules). Ces profilés présentent les moments d'inertie suivants :

- Ixx = 5.84 cm4 - Ixy = 1.55 cm4

Les profilés sont reliés entre eux grâce à des équerres crantées qui sont ensuite poinçonnées dans les profilés lors de leur assemblage. Un cordon de mastic polyuréthane (les références de cette colle ont été fournies dans le dossier d'instruction du CSTB) est déposé, en face arrière du module pour faire la liaison entre le cadre et le film polymère.

2.2 Système de montage Les éléments de ce système de montage sont commercialisés par projet suite au dimensionnement de la société KOGYS et sont intégralement fournis par cette même société. La description des revêtements de chaque pièce, donnée dans les para-graphes ci-dessous, correspond aux revêtements standards. En fonction des atmosphères extérieures, ces revêtements peuvent être modifiés pour s'adapter aux conditions spécifiques des chantiers. Le Tableau 2 indique pour chaque pièce les revêtements possibles.

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2.21 Bacs de sous-face ("BS") Les bacs de sous-face, situées sous les modules et les profilés du sys-tème de montage, assurent l'étanchéité du procédé. Ce sont des tôles d'acier nervurées de dénomination commerciale "PML 45.333.1000 CS" de la société JORISIDE. Ces bacs font l’objet d’un marquage CE. Ils sont conformes au DTU 40.35 et sont en acier galvanisé Z225, de nuance S320 GD, prélaqués sur leur face extérieure (RAL 9006 ou autre couleur sur demande) avec 35 µm de polyuréthane, de catégorie VI selon la NF P 34 301 ou 35 µm de polyester de catégorie RC4 – RUVA selon la norme NF EN 10 169. De type trapézoïdal, ces bacs présentent quatre nervures d'entraxe 333 mm et de hauteur 45 mm (voir la Figure 7). Leur largeur utile est de 1 000 mm et leur longueur peut varier de 1 m à 13,6 m. Afin de répondre d'une part, aux charges climatiques et d'autre part, aux sollicitations des couvreurs circulant sur la couverture, l'épaisseur des bacs de sous-face doit correspondre au maximum entre : la valeur donnée par le fabricant du bac dans la fiche technique au

regard des travées admissibles, la valeur donnée par la société Kogys en fonction de l'entraxe des

pannes : - 63/100ème lorsque l'entraxe entre pannes de dépasse pas 1,70 m, - 75/100ème lorsque l'entraxe entre pannes est compris entre 1,70 m

et 2,10 m. Dans le cas d'une installation sur une toiture froide ventilée non isolée, ces bacs de sous-face seront équipés en usine d'un régulateur de con-densation, conformes au DTU 40.35.

2.22 Bacs de complément ("BC") Lorsque l'installation ne recouvre pas toute la toiture, des bacs de complément peuvent être utilisés au-dessus des bacs de sous-face pour venir compléter le champ photovoltaïque au-delà de sa périphérie et jusqu'au bord de la toiture dans un unique but esthétique (afin de conserver un même niveau entre modules et bacs). En termes de nature et de géométrie, ces bacs de complément sont identiques aux bacs de sous-face (voir la Figure 7). Néanmoins, ils n'ont, dans ce cas, aucune fonction d'étanchéité et ne seront jamais équipés de régulateur de condensation.

2.23 Rehausses Les rehausses vont permettre la mise en place des profilés du système de montage des modules photovoltaïques. Elles sont composées de différents éléments selon leur emploi, pour permettre la dilatation ou non des profilés. Elles sont en tôle d'acier de 2,5 mm d'épaisseur, de nuance S235JR, galvanisées à chaud sur produits finis suivant la norme NF EN ISO 1461 de 325 à 395 g/m². Rehausses inférieures ("RHI")

La rehausse inférieure permet l'ancrage du système de montage aux pannes de la charpente (voir la Figure 8). Elle possède, en partie inférieure, la forme de l'onde des bacs de sous-face munie de deux ailes pour permettre son appui et son sup-port sur ceux-ci. Elle est ainsi fixée, au travers du bac de sous-face, dans la panne de la charpente par une ou deux vis VBS (voir le § 8.586). Un joint mousse de 5 mm est collé en usine : - sous la rehausse, au niveau du sommet d'onde du bac de sous-

face, - et sous les deux ailes de cette rehausse au niveau des appuis sur

le bac de sous-face. En partie supérieure, la géométrie de cette rehausse permet de rece-voir la rehausse supérieure. Ses dimensions hors tout (L x l x h) sont les suivantes : 133 mm x 100 mm x 67,4 mm. Les deux trous pour le passage des vis de fixation sont usinés à un diamètre de 8 mm.

Rehausses supérieures ("RHS") La rehausse supérieure (voir la Figure 10) permet de supporter les profilés omégas de l'ossature primaire tout en permettant leur dilatation. Elle se positionne au-dessus de la rehausse inférieure, en venant coulisser sur celle-ci. Elle permet ainsi la libre dilatation des profilés de l'ossature primaire, eux-mêmes fixés sur cette rehausse à l'aide de vis autoperceuses. Elle dispose également d'un ergot de 25,5 mm de profondeur qui vient en appui sur la rehausse inférieure lors de sa mise en œuvre. Cet ergot va permettre de diminuer la sollicitation des vis de fixation VBS en reportant une partie des charges descendantes directement sur la rehausse inférieure. Ses dimensions hors tout (L x l x h) sont les suivantes : 180 mm x 64 mm x 40 mm.

Rehausses de blocage basse ("RBB") Cette rehausse (voir la Figure 11) est utilisée en lieu et place de la re-hausse supérieure pour toutes les rehausses inférieures positionnées tout en bas du rampant de toiture. Elle permet de mettre en place les points fixes des colonnes de profilés omégas, obligeant ainsi la dilatation à s'effectuer vers le haut de la toi-ture. En forme de "U", cette rehausse possède une partie plane venant reposer sur la rehausse inférieure et deux ailes inclinées sur le côté pour venir recevoir les fixations des profilés omégas. Ses dimensions hors tout (L x l x h) sont les suivantes : 55 mm x 58 mm x 31 mm. Un joint mousse en polyéthylène à cellules fermées est positionné en sous-face et sur toute la longueur de la rehausse, au niveau des deux trous de diamètre de 8 mm pour le passage des vis de fixation sur la re-hausse inférieure. Comme pour la rehausse supérieure, la fixation des profilés oméga se fait à l'aide de vis autoperceuses "VOM".

Rehausses de blocage intermédiaire ("RBI") De la même façon que la rehausse de blocage basse, cette rehausse de blocage intermédiaire (voir la Figure 11) est utilisée en lieu et place de la rehausse supérieure. Elle permet, si nécessaire, de créer une nouvelle ligne de points fixes pour les profilés omégas dans la longueur du ram-pant de toiture concernée. Elle présente une géométrie distincte de la rehausse de blocage basse car elle doit, en plus d'établir un point fixe, permettre le recouvrement de deux profilés omégas. C'est pourquoi elle dispose d'un décroché en partie supérieure avec deux hauteurs : 27 mm pour la partie basse qui doit re-prendre l'épaisseur de deux profilés omégas et 31 mm pour la partie haute qui ne reprend que l'épaisseur du profilé oméga supérieur. Ses dimensions hors tout (L x l x h) sont les suivantes : 120 mm x 59 mm x 31 mm. Un joint mousse en polyéthylène à cellules fermées est positionné en sous-face et sur toute la longueur de la rehausse, au niveau des deux trous de diamètre de 8 mm pour le passage des vis de fixation sur la re-hausse inférieure. Comme pour la rehausse supérieure, la fixation des profilés oméga se fait à l'aide de vis autoperceuses "VOM".

2.24 Ossature primaire (profilés omégas : "OM") L'ossature primaire du système de montage permet de relier l'ossature secondaire (support des modules photovoltaïques) à la charpente de la toiture. Cette ossature primaire (voir la Figure 12), constituée de profilés omégas en tôles d'acier de nuance S275, galvanisé Z350, d'épaisseur 2 mm, vient se positionner parallèlement à la ligne de plus grande pente de la toiture. De forme trapézoïdale, le profilé oméga peut ainsi s'emboîter sur la re-hausse supérieure pour permettre sa dilatation ou sur les rehausses de blocage lorsqu'il s'agit de mettre en place un point fixe. Les omégas sont fixés à l'aide :

- d'une vis VOM sur les rehausses supérieures en partie courante et en rives latérales,

- de deux vis VOM sur les rehausses de blocage basses ou intermé-diaires.

Leurs dimensions hors tout (l x h) sont les suivantes : 102 mm x 40 mm. Ils peuvent être de longueurs variables comprises entre 1,3 et 6,5 m.

2.25 Attaches rails ("AR") L'attache-rail (voir la Figure 13) est la pièce qui va permettre la liaison entre l'ossature primaire et l'ossature secondaire. En tôle d'acier de nuance S235JR d'épaisseur 2,5 mm, l'attache-rail est galvanisée à chaud sur produits finis suivant la norme NF EN ISO 1461 de 325 à 395 g/m². Elle est également recouverte d'un revêtement polyester par thermo-laquage de 80 à 110 µm. Il se fixe sur l'ossature primaire à l'aide de deux vis autoperceuses posi-tionnées dans les trous de diamètre 8 mm prévus à cet effet et maintient les rails de l'ossature secondaire par simple pincement, pour permettre leur libre dilatation. Au départ d'une ligne, le premier rail (à droite) sera néanmoins bloqué sur l'ossature primaire à l'aide d'une vis autoperceuse au travers de l'attache-rail. Ses dimensions hors tout (L x l x h) sont les suivantes : 116 mm x 33 mm x 8,8 mm.

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2.26 Ossature secondaire (rails "OS") L'ossature secondaire constitue le support direct des modules photovol-taïques : elle est constituée de rails en alliage d'aluminium AW 6060 T6 (voir la Figure 14). En forme de U, ces rails vont permettre la mise en place des serreurs (pièces de fixation des modules photovoltaïques). Ils sont positionnés perpendiculairement à l'ossature primaire et fixés à celle-ci par l'intermédiaire des attaches-rails. De longueur variable comprise entre 0,8 et 6 m, les dimensions hors tout du rail (l x h) sont les suivantes : 72 mm x 45 mm. Il présente les moments d'inertie suivants :

- Iy = 151 169 mm4 - Iz : 210 053 mm4

2.27 Ossature Secondaire Chevêtres ("OSC") Lors d'une pose des modules en mode paysage, d'autres rails sont ajoutés dans certains cas de charges de neige, cette fois parallèlement à la ligne de plus grande pente, pour être utilisés en tant que "che-vêtres" sur les rails de l'ossature secondaire déjà installés (perpendicu-laire à l'ossature primaire) afin d'augmenter le nombre de fixation des modules (voir le 8.589). Ces chevêtres sont de même géométrie que les rails de l'ossature secondaire : ils sont simplement délignés sur une hauteur de 3 mm sur toute leur longueur. De plus, il en existe de trois longueurs différentes :

- 276 mm pour le "chevêtre courant" entre deux rails, - 1 000 mm pour le "chevêtre joint de dilatation" qui sera utilisé en

tant que support au droit des rehausses de blocage intermédiaire, - 188 mm pour l'attache du module inférieur au droit de la rehausse

de blocage intermédiaire.

2.28 Ossature support pour bacs de complément De la même façon que l'ossature secondaire, cette ossature pour bacs de complément (OSBC) se positionne sur l'ossature primaire pour permettre la fixation des bacs de complément. En tôle d'acier S275 galvanisé Z350, ces profilés (voir la Figure 15) sont positionnés perpendiculairement à l'ossature primaire et fixés à celle-ci par l'intermédiaire des vis "VOM" (voir le § 2.213). De longueur variable pouvant aller jusqu'à 6 m et d'épaisseur 2 mm, les dimensions hors tout de ce profilé (l x h) sont les suivantes : 86 mm x 44 mm.

2.29 Serreurs Les serreurs sont les pièces de fixation des modules sur les ossatures secondaires. En aluminium AW 6060 T66, il en existe de deux géométries différentes (voir la Figure 16), permettant une prise en feuillure des cadres sur 8 mm :

- les serreurs intermédiaires "SI" qui permettent de fixer deux mo-dules adjacents,

- les serreurs d'extrémité "SE50" qui ne viennent fixer qu'un seul module.

D'épaisseur 3 mm, ces pièces sont débitées en longueur de 65 mm et sont dotées d’un trou central de diamètre 9 mm pour la fixation aux rails "OS". Les serreurs intermédiaires présentent une hauteur de 27 m et une largeur de 37,5 mm. Les serreurs d'extrémité présentent une hauteur de 50 m et une lar-geur de 28 mm. Chaque serreur est fourni avec une vis CHC crantée sous tête à six pans creux en acier inoxydable A2-70 de diamètre 8 mm et de longueur 50 mm associée à un écrou prisonnier, qui sera positionné dans la rainure des rails, "OS" avec denture partielle en acier inoxydable A2-70 de diamètre 8 mm. Des essais en traction de ces serreurs ont permis de déterminer leur résistance à l'arrachement Pk :

- 1 243 daN pour les serreurs intermédiaires, - 979 daN pour les serreurs d'extrémité.

2.210 Abergements latéraux Les abergements et leurs habillages sont en tôles d'acier S275 d'épaisseur 0,75 mm : ils présentent une galvanisation Z225 sur les deux faces et un pré-laquage polyuréthane, catégorie VI selon la norme XP P 34-301, de 35 µm sur leur face externe et de 12 µm sur leur face interne. Les supports sont en tôle d'acier de nuance 220 GD galvanisé Z275 d'épais-seur 1 mm. Bavettes d'étanchéité latérales pour plaques nervurées ("BEL bac acier")

Si l'installation doit être reliée à des plaques nervurées en acier, ces ba-vettes d'étanchéité permettent de finaliser l'installation sur ses périphé-ries droite ou gauche. De hauteur hors tout environ égale à 50 mm et de 3,20 m de longueur standard, leur largeur est variable en fonction de l'éloignement des ondes des plaques nervurées à couvrir (voir la Figure 17).

Bavettes d'étanchéité latérales pour plaques de fibres-ciment ("BEL fibro") Si l'installation doit être reliée à des éléments de couverture type plaques de fibres-ciment, ces bavettes d'étanchéité permettent de finaliser l'ins-tallation sur ses périphéries droite ou gauche. De hauteur hors tout environ égale à 50 mm et de 3,20 m de longueur standard, leur largeur est variable en fonction de l'éloignement de la première onde des plaques de fibres-ciment (voir la Figure 17).

Bavettes d'étanchéité latérales ("BEL") Les bavettes d'étanchéité latérales permettent de finaliser l'installation sur ses périphéries droite ou gauche lorsque le champ photovoltaïque est positionné jusqu'en rive de toiture. De hauteur 185 mm et de longueur standard égale à 3,20 m, leur largeur est variable en fonction de la dimension de toiture à couvrir (voir la Figure 18).

Support des bavettes d'étanchéité latérale ("SBEL") Ces pièces sont fournies dans le cas de la pose d’un bardage en pignon. Ces pièces permettent de fixer les bavettes d'étanchéité latérales lors-que le champ photovoltaïque est positionné jusqu'en rive de toiture en attendant la mise en place du bardage (voir la Figure 18). De hauteur hors tout 180 mm et de longueur standard égale à 70 mm, leur largeur est de 30 mm.

Habillage des bavettes d'étanchéité latérale ("HBEL") Ces pièces sont fournies dans le cas où le bâtiment ne comporte pas de bardage : elles viennent recouvrir la partie haute des bavettes d'étan-chéité latérales lorsque le champ photovoltaïque est positionné jusqu'en rive de toiture. De hauteur hors tout environ égale à 238 mm et de longueur standard égale à 3 m, leur largeur est de 70 mm (voir la Figure 18).

2.211 Closoirs inférieurs Le closoir inférieur permet de finaliser l'installation photovoltaïque, à l'égout, en partie basse de la toiture, avec ou sans bacs de complément. Il est composé de deux pièces (voir la Figure 19) :

- une première pièce servant de support : "Cl1", - une deuxième pièce "Cl2" venant coiffer le "Cl1".

La pièce Cl1 présente les dimensions hors tout suivantes (l x h) : 50 x 140 mm. La pièce Cl2 présente les dimensions hors tout suivantes (l x h) : 170 x 140 mm. La longueur standard d’un closoir est de 3 m. Les closoirs sont en tôles d'acier S275 d'épaisseur 0,75 mm, avec une galvanisation Z225 sur les deux faces et un pré-laquage polyuréthane, catégorie VI selon la norme XP P 34-301, de 35 µm sur leur face externe et de 12 µm sur leur face interne.

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2.212 Abergements supérieurs Ces pièces sont en tôles d'acier S275 d'épaisseur 0,75 mm et présen-tent une galvanisation Z225 sur les deux faces et un pré-laquage po-lyuréthane, catégorie VI selon la norme XP P 34-301, de 35 µm sur leur face externe et de 12 µm sur leur face interne. Bavettes d'étanchéité supérieure ("BES")

Les bavettes d'étanchéité supérieures permettent de finaliser la par-tie haute de l'installation photovoltaïque (avec les modules photovol-taïques) lorsque celle-ci est reliée au faîtage. De longueur standard égale à 3,20 m, ces pièces présentent une géométrie particulière dont les dimensions sont variables en fonction de la surface de toiture à couvrir (voir la Figure 20).

Habillage des bavettes d'étanchéité supérieure ("HBES") Ces pièces sont fournies dans le cas d'une toiture mono-pente pour venir recouvrir la partie haute des bavettes d'étanchéité supérieures lorsque le champ photovoltaïque est positionné jusqu'en rive de toi-ture. De hauteur hors tout environ égale à 238 mm et de longueur stan-dard égale à 3 m, sa largeur est de 70 mm (voir la Figure 20).

2.213 Visserie et éléments de fixation Visserie "VBS-6" et "VBS-12" Il s'agit de vis autoperceuses de la société ETANCO en acier cémenté zingué traité "SUPRACOAT 2C" (15 cycles KESTERNICH selon NF EN 3231) avec tête hexagonale 6 pans. Elles sont utilisées pour la fixation dans les pannes :

- des bacs de sous-face, - des rehausses inférieures (avec ou sans les rehausses de blocage

basses ou les rehausses de blocage intermédiaires), - des bavettes d'étanchéité latérales.

Elles sont fournies avec des rondelles d'étanchéité bi-matière "RE" en acier inoxydable A2 et EPDM vulcanisé pour :

- la fixation des rehausses inférieures : rondelles de diamètre exté-rieur 19 mm et de diamètre intérieur de 6,5 mm,

- la fixation des bavettes d'étanchéité latérales : rondelles de dia-mètre extérieur 25 mm et de diamètre intérieur de 6,5 mm.

Ces vis possèdent les caractéristiques suivantes :"

"VBS-6" "VBS-12" Dénomination commerciale : ZACROVIS 6 TH12 / 2C"

Dénomination commerciale : ZACROVIS 12 TH12 / 2C

Diamètre : 6,3 mm

Diamètre : 6 mm

Longueur : 85 mm

Longueur : 105 mm

Utilisées pour les pannes de : 2 mm à 5 mm d'épaisseur

Utilisées pour les pannes de : 5 mm à 12 mm d'épaisseur

Résistance à l'arrachement Pk : 318 daN pour des aciers de nuance S320GD de 2 mm d'épaisseur

Résistance à l'arrachement Pk : 1 000 daN pour des aciers de nuance S235 de 1 000 daN pour 6 mm d'épaisseur

Résistance au cisaillement : 1 358 daN

Résistance au cisaillement : 1 095 daN

De plus, la résistance au cisaillement : - de l'ensemble constitué d'un oméga fixé par deux VOM sur une

rehausse de blocage, le tout sur la rehausse inférieure fixée par une VBS-6 à une panne IPE de 8 mm d'épaisseur est de 358 daN.

- de l'ensemble constitué d'un oméga fixé par deux VOM sur une rehausse de blocage, le tout sur la rehausse inférieure fixée par une VBS-12 à une panne IPE de 8 mm d'épaisseur est de 143 daN.

Les vis "VBS-12" ont également satisfait à l'essai de flexion de la norme NF P 30-312. Cavalier de fixation Les cavaliers viennent en complément des rehausses pour la fixation des bacs de sous-face à la charpente. Conformes au DTU 40.35, ils sont systématiquement fournis avec une rondelle d'étanchéité (conformément au DTU 40.35) et quantifiés pour la fixation de toutes les ondes des bacs de sous-face (voir le §8.583) en excluant les emplacements déjà occupés par les rehausses. Le cavalier est associé aux mêmes vis que celles utilisées pour les rehausses ("VBS-6" ou "VBS-12").

Visserie "VC" Les vis "VC" sont des "ZACROVIS 1/2C " de la société ETANCO. Il s'agit de vis autoperceuses à tête zinc/alu de diamètre 6,3 mm en acier traité "SUPRACOAT 2C" (12 cycles KESTERNICH selon NF EN 3231) avec tête hexagonale 6 pans de 12 mm et de longueur 22 mm, présentant une résistance à l’arrachement Pk de 154 daN sur un support de 0,75 mm d'épaisseur. Ces vis sont utilisées pour la fixation :

- des closoirs ("Cl1 et Cl2") sur les bacs de sous-face, - des bavettes d'étanchéité supérieures sur les bacs de sous-face.

Au regard de ces assemblages, des essais de résistance au cisaillement ont été menés sur ces vis. Ainsi, pour un assemblage d'une tôle de 0,75 mm d'épaisseur (représentant les pièces à fixer) :

- sur un bac de sous-face de 0,63 mm d'épaisseur, la résistance au ci-saillement est de 191 daN,

- sur un bac de sous-face de 0,75 mm d'épaisseur, la résistance au ci-saillement est de 214 daN.

Elles sont fournies avec des rondelles d'étanchéité "Vulca Alu" de diamètre 14 mm en aluminium et EPDM. Visserie "VOM" Les vis "VOM" sont des "ZACROVIS 6 TH12/ 2C " de la société ETANCO. Il s'agit de vis autoperceuses de diamètre 6,3 mm en acier cémenté zingué traité "SUPRACOAT 2C" (15 cycles KESTERNICH selon NF EN 3231) avec tête hexagonale 6 pans de 12 mm et de longueur 25 mm, présentant une résistance à l’arrachement Pk de 477 daN pour des aciers de nuance S320GD de 2,5 mm d'épaisseur. Ces vis sont utilisées pour la fixation :

- des omégas (ossature primaire) sur les rehausses, - des attaches-rails sur les omégas, - de l'ossature support pour bacs de compléments sur les omégas.

Visserie "BV" Les vis "BV" sont des "BELVIS COUTURE" de la société ETANCO. Il s'agit de vis autoperceuse de diamètre 4,8 mm en acier cémenté zingué, avec tête bombée de diamètre 12 mm, et de longueur 20 mm, présentant une résistance à l’arrachement Pk de 105 daN sur un support de 0,75 mm d'épaisseur. Ces vis sont utilisées pour la fixation :

- du closoir "Cl2" sur le closoir "Cl1", - de l'habillage de la bavette d'étanchéité latérale sur la bavette d'étan-

chéité latérale, - de la bavette d'étanchéité latérale sur son support.

Elles sont fournies avec des rondelles d'étanchéité "Vulca Alu" de diamètre 10 mm en aluminium et EPDM. Visserie "VC6" Les vis "VC6" sont des ZACROVIS 6 TS / 2C de la société ETANCO. Il s'agit de vis autoperceuses de diamètre 6,3 mm en acier traité "SUPRACOAT 2C" (12 cycles KESTERNICH selon NF EN 3231) avec tête hexagonale ZAMAC à 6 pans de 12 mm et de longueur 22 mm, présentant une résistance à l’arrachement Pk de 701 daN dans une tôle support de 5 mm d'épaisseur. Ces vis sont utilisées pour la fixation :

- de l'habillage de la bavette d'étanchéité latérale ou du support de la bavette d'étanchéité latérale dans les pannes profilées à froid,

- des bacs de complément sur leur ossature support. Elles sont fournies avec des rondelles d'étanchéité "Vulca Alu" de diamètre 14 mm en aluminium et EPDM. Visserie "VC12" Les vis "VC12" sont des "ZACROVIS 15/ 2C" de la société ETANCO. Il s'agit de vis autoperceuses de diamètre 6 mm en acier traité "SUPRACOAT 2C" (12 cycles KESTERNICH selon NF EN 3231) avec tête hexagonale ZAMAC à 6 pans de 12 mm et de longueur 35 mm, présentant une résistance à l’arrachement Pk de 713 daN dans une tôle support de 15 mm d'épaisseur. Ces vis sont utilisées pour la fixation de l'habillage de la bavette d'étanchéi-té latérale ou du support de la bavette d'étanchéité latérale dans les pannes profilées à chaud. Elles sont fournies avec des rondelles d'étanchéité "Vulca Alu" de diamètre 14 mm en aluminium et EPDM.

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Visserie "VOS-OM" Les vis "VOS-OM" sont des "DRILLNOX 3 TH 8" de la société ETANCO. Il s'agit de vis autoperceuses bimétal en acier inoxydable austénitique A4 AISI 316 L (30 cycles KESTERNICH selon NF EN 3231) de diamètre 6,3 mm avec tête à pointe forêt en acier cémenté, hexagonale 6 pans de 8 mm à collerette, et de longueur 25 mm, présentant une résistance à l’arrachement Pk de 267 daN sur un support acier de 1,5 mm d'épais-seur. Ces vis sont utilisées pour réaliser le point fixe d'une ligne d'ossatures secondaires et pour la fixation des chevêtres sur les rails de l'ossature secondaire, lorsque nécessaire dans le cas d'une pose des modules en mode paysage.

2.214 Joints et mastic Joint "JOS" Du joint adhésif en polyéthylène à cellules fermées est fourni pour être positionné au niveau des fixations sous les closoirs "Cl1". Il est découpé aux dimensions (l x ép.) 40 mm x 5 mm. Joint "JBS" Un mastic souple adhésif à base de caoutchoucs synthétiques est fourni sous la forme d'une bande extrudée pour traiter les recouvrements longitudinaux entre bacs de sous-face (le long du rampant de toiture). Il est fourni aux dimensions (l x ép. x L) : 10 mm x 3 mm x 13 m. Joint "JPI" Un joint d'étanchéité pré-comprimé en mousse de polyuréthane, adhé-sif sur une face, est fourni lorsque l'installation doit être reliée sur ses parties latérales à des plaques profilées de fibres-ciment. Il est fourni en rouleau, à découper sur le chantier.

2.215 Gabarits Deux gabarits sont fournis par la société KOGYS pour définir le posi-tionnement des vis VOM de fixation des omégas sur les rehausses supérieures et les rehausses de blocage. Le premier gabarit permet de positionner :

- les VOM sur la rehausse de blocage intermédiaire : parties laté-rales du gabarit,

- les VOM sur la rehausse supérieure : partie supérieure du gabarit. Si une seule VOM est à positionner, il convient d'utiliser le trou central. Si deux VOM sont à positionner, il convient d'utiliser les deux positions extrêmes.

Le deuxième gabarit permet de positionner les VOM sur la rehausse de blocage basse.

2.216 Câbles et connecteurs de liaison équipotentielle des masses

Des câbles vert/jaune "CMT6" de 6 mm² et de 200 mm de longueur sont fournis pour permettre la liaison équipotentielle des ossatures secondaires (rails "OS") lors de leur aboutage. Pour leur fixation, des vis autoperceuses à tête cylindrique bombée en acier inoxydable A2 de 4,8 mm de diamètre (de référence "VMT") et des rondelles bi-métal de diamètre intérieur 5,3 mm et de diamètre extérieur 12 mm (de référence "RMT") sont fournies.

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 Feutre tendu Dans le cas d'une installation sur une toiture chaude, seul le cas d'une isolation sur pannes par feutre tendu est autorisé avec ce procédé. Il conviendra donc de choisir un procédé d'isolation par feutre tendu bénéficiant d'un Avis Technique en cours de validité. Celui-ci devra être fourni en rouleaux de la longueur du versant plus 40 cm (pour permettre les débords au faîtage et à l'égout). Dans le cas où cela ne serait pas possible, KOGYS fournira un plan de calepinage. De plus, sa pose nécessite un grillage en treillis soudé, spécialement conçu pour cette application, en rouleaux avec des mailles de l'ordre de 12 cm x 12 cm et des fils de diamètre 1 à 1,6 mm.

3.2 Closoirs pour toitures chaudes Ces pièces sont utilisées uniquement, pour le traitement des toitures chaudes avec isolation sur pannes avec feutre tendu sous Avis Technique, au faîtage et à l'égout pour assurer l'étanchéité à l'air. Conformément au DTU 40.35, elles seront en mousse de polyéthylène et devront posséder une géométrie permettant de s'adapter au profil des bacs de sous-face.

3.3 Câbles et connecteurs de liaison équipotentielle des masses

Les câbles de liaison équipotentielle des masses pour la liaison des modules et des rails de l'ossature secondaire devront être choisis et mis en œuvre conformément à la norme NF C 15-100 et au Guide UTE C15-712-1 en vigueur. Les modules photovoltaïques devront être reliés par l'intermédiaire d'un câble continu, connecté aux cadres des modules grâce à un système de type SOLFIL de MECATRACTION. Les rails de l'ossature secondaire devront être reliés par l'intermédiaire de cosses faston avec rondelles bi-métal. Le tout devra ensuite être relié au câble principal par l'intermédiaire de raccords à griffes type RG de MECATRACTION.

3.4 Câbles électriques Il conviendra d'utiliser des câbles électriques pour relier les polarités du champ photovoltaïque à l'onduleur conformes aux spécifications de la norme NF C 15-100 et du Guide UTE C15-712-1 en vigueur.

3.5 Colliers de fixation des câbles Afin de ne pas faire circuler de câbles sur les bacs de sous-face, il est indis-pensable d'utiliser des colliers de fixation qui permettront de fixer les câbles (de polarité ou de liaison équipotentielle) aux rails de l'ossature secondaire.

4. Conditionnement, étiquetage, stockage

4.1 Modules photovoltaïques Chaque module est identifié par un numéro de série, présent sur trois étiquetages : l'un au dos du module, l'autre sur le cadre (décollé par la société KOGYS pour être apposé sur le bon de préparation lors de la com-mande), et un dernier en face avant sous le verre du module. De plus, l'étiquetage au dos du module indique les informations suivantes : Nom du fabricant. Dénomination commerciale du module. Caractéristiques électriques du module. Les modules, munis de coins en carton, sont conditionnés par la société ATERSA en mode paysage dans un premier contenant en carton. Puis, un deuxième carton plus rigide est utilisé pour englober le premier : le tout est cerclé puis déposé sur une palette pour l'envoi. Les cartons disposent d'une liste où sont mentionnés tous les numéros de série des modules. Une fois livrés par ATERSA, les modules sont :

- stockés dans l'atelier de la société KOGYS avant expédition si les mo-dules sont fournis par cette dernière,

- stockés sur chantier si les modules sont approvisionnés par l'installa-teur en direct.

Sur chantier, les modules doivent être stockés au sec et sous abri.

4.2 Bacs de sous-face, profilés et abergements Les bacs de sous-face, les profilés et les abergements du procédé KOGYSUN sont colisés en "fardeaux" sur lesquels sont collés des étiquettes "KOGYSUN" indiquant la référence du chantier. Dans le cas d’un stockage des plaques nervurées, les colis doivent être stockés dans des conditions qui préservent les produits de l’humidité (abri, bâche..) et dans leur emballage d’origine, avec une pente dans le sens des nervures.

4.3 Autres constituants du procédé Les petits composants du procédé KOGYSUN (visserie, serreurs, joints, mastic, etc.) sont conditionnés soit dans des poches, soit dans des petits cartons. Sur chaque emballage, une étiquette indique la référence du pro-duit ainsi que le nombre. Ces pièces et composants sont stockés sur des étagères dans des casiers spécifiques. Sur chaque casier, la référence de la pièce est identifiée de façon claire.

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4.4 Préparation des chantiers Chaque chantier est préparé dans les ateliers de la société KOGYS. Un préparateur de commande dispose des nomenclatures de ces chantiers, sur lesquelles sont indiquées les références des pièces et leur quantité. Au fur et à mesure qu'il prépare la commande, le préparateur pointe sur la nomenclature les pièces préparées et note sur celle-ci le numéro de lots. Les poches ou cartons d'un même chantier sont ensuite regroupés sur une palette qui sera entièrement filmée. Elle dispose d'une étiquette "KOGYSUN" indiquant la référence du chantier, complétée d'une éti-quette couleur pour en identifier les composants :

- Verte pour les composants KOGYSUN. - Jaune pour les composants électriques. - Rouge pour les composants du bac de complément.

L'ensemble des stocks ainsi que la gestion des numéros de lot et de série est géré informatiquement.

5. Caractéristiques dimensionnelles

Caractéristiques dimensionnelles des modules photovoltaïques

Dimensions hors tout (mm) 1 645 x 990 x 50

Dimensions du module sans cadre (mm) 1 639 x 984 x 33

Surface hors tout (m²) 1,63

Surface d’entrée (m²) 1,59

Masse (kg) 21,5

Masse spécifique (kg/m²) 12,90

Les caractéristiques dimensionnelles des champs photovoltaïques sont données dans la Figure 21.

6. Caractéristiques électriques

6.1 Conformité à la norme NF EN 61215 Les modules cadrés "A-xxxM" ou A-yyyP" ont été certifiés conformes à la norme NF EN 61215.

6.2 Sécurité électrique Les modules cadrés "A-xxxM" ou A-yyyP" ont été certifiés conformes à la Classe A de la norme NF EN 61730, et sont ainsi considérés comme répondant aux prescriptions de la classe de sécurité électrique II.

6.3 Performances électriques Les performances électriques suivantes des modules ont été détermi-nées 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).

Dénomination commerciale A-235M A-240M A-245M A-255M

Pmpp (W) 235 240 245 255

Uco (V) 36,95 37,22 37,48 38,33

Umpp (V) 29,71 29,91 30,10 30,51

Icc (A) 8,48 8,61 8,74 8,92

Impp (A) 7,91 8,03 8,14 8,36

αT (Pmpp) [%/°C] - 0,43

αT (Uco) [mV/°C] - 0,34

αT (Icc) [mA/°C] 0,028

Courant inverse maximal (A) 15,1

Dénomination commerciale A-222P A-230P A-238P

Pmpp (W) 222 230 238

Uco (V) 36,42 36,83 37,22

Umpp (V) 29,32 29,65 29,96

Icc (A) 8,17 8,33 8,49

Impp (A) 7,57 7,76 7,94

αT (Pmpp) [%/°C] -0,43

αT (Uco) [mV/°C] -0,32

αT (Icc) [mA/°C] 0,04

Courant inverse maximal (A) 15,1

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 et leur assemblage avec le cadre est effectuée sur le site de la société ATERSA à Valence en Espagne, certifié ISO 9001 et ISO 14001. Le Département Qualité de la société ATERSA effectue un contrôle par échantillonnage sur chaque lot de matières premières utilisé pour la fabri-cation des modules. Lors de la fabrication, de nombreux postes sont automatisés : la soudure des cellules en série, la lamination, la découpe des résidus après laminage, le cadrage avec la dépose du cordon de polyuréthane et le flash test. Les autres postes, manuels, sont équipés de gabarit de positionnement pour limiter le plus possible les erreurs ou défauts de fabrication. Dès l'assemblage des différentes couches (verre, cellules, intercalaire en capsulant, film polymère), un étiquetage sous forme de code barre est attribué à chaque module : ceci permet de tracer informatiquement toute la fabrication des modules car les modules sont ensuite flashés à chaque poste. Dans les registres informatiques, il est possible de retrouver l'en-semble des informations car chaque ordre de fabrication est relié au numé-ro de lot de chaque matière première et aux numéros de série des modules. De plus, le numéro de série renvoie aux informations électriques, aux opérateurs de chaque poste lors de la fabrication, au numéro du lamina-teur, à la position du module dans le laminateur, aux numéros de lot de chaque matériau… Le Département Technique réalise également des contrôles additionnels tous les jours sur les chaînes de fabrication pour contrôler les paramètres de production et le respect des instructions techniques. Des essais d'adhé-sion des différentes couches du module, de vérification du gel content ou de la rétractation de l'intercalaire encapsulant et la vérification du taux de trempe du verre sont notamment effectués. De plus, 100 % des modules sont passés au flash test : la tolérance sur la puissance maximum de sortie lors de la production des modules est de - 2 à + 2 %. Enfin, 30 % des modules prévus pour expédition suivent une dernière inspection visuelle par le Département Qualité pour vérifier s'il n'y a pas de défaut de fabrication.

7.2 Bacs de sous-face Les bacs de sous-face (et donc les bacs de complément également) sont fabriqués par la société JORISIDE. Cette dernière dispose, pour chaque livraison, d’un numéro de lot en rap-port avec la bobine d'acier utilisée. Les tolérances de fabrication sont identiques à celles portées dans la norme NF P 34-401.

7.3 Abergements, closoirs et ossature primaire Ces pièces sont pliées à partir d'une bobine d'acier fournie par la société JORISIDE (par l'intermédiaire de la société KOGYS) sur la base du cahier des charges établi par la société KOGYS.

7.4 Ossature secondaire Les rails de l'ossature secondaire sont fabriqués par la société SAPA PROFILS ALBI SAS sur le site de "Le Garric" en France, certifié ISO 9001.

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7.5 Serreurs Les serreurs sont fabriqués par la société K2 en Allemagne.

7.6 Rehausses Les rehausses et attache-rails sont fabriqués par la société SIBI basée à Montauban (82).

7.7 Contrôles à réception Au sein de la société KOGYS, divers contrôles sont opérés à la réception des composants du système. Il s'agit d'abord de contrôles visuels et d'autre part, de contrôles dimensionnels qui sont effectués avec des outils spécifiques (mètre, pied à coulisse, palmer…). Ces contrôles sont menés sur un échantillonnage d'environ 5 % au hasard de la livraison. Au départ de chaque expédition pour les chantiers, toutes les pièces sont vérifiées de nouveau lors de la préparation de la commande. La détection de non-conformité génère dans tous les cas l'envoi d'une information écrite auprès des fournisseurs demandant la correction de l'anomalie. Les pièces non conformes sont systématiquement mises au rebut.

8. Mise en œuvre

8.1 Généralités Le procédé est livré avec sa notice de montage (soit celle pour la mise en œuvre sur pannes IPE, soit celle pour la mise en œuvre sur pannes Z ou Sigma) et une série de plans spécifiques au projet considéré. Effectivement, le dimensionnement du procédé (entraxe des pièces, densité de fixation, etc.) est intégralement effectué par le bureau d'études de la société KOGYS avant chaque projet grâce aux informa-tions fournies par l'installateur (un formulaire doit être complété à cet effet). Suite à cette étude, des plans de calepinage et de mise en œuvre spécifiques au projet sont fournis à l'installateur qui doit s'y conformer strictement. De plus, lors de la mise en œuvre, des autocontrôles doivent être appli-qués concernant :

- le respect du pas de 1 m du bac de sous-face, - le respect des positions des structures porteuses suivant le calepi-

nage des plans du chantier, - le respect des positions des rehausses, de la visserie et des élé-

ments de fixation et de leur serrage, - le positionnement et la fixation des serreurs.

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. La mise en œuvre du procédé ne peut être réalisée que pour le do-maine d’emploi défini au § 1.2 du présent Dossier Technique. Les modules photovoltaïques peuvent être connectés en série, parallèle ou série/parallèle. De plus, le charpentier doit être informé que le procédé génère des continuités d’appuis sur les pannes et que les descentes de charge sont fournies par la société KOGYS.

8.2 Compétences des installateurs La mise en œuvre du procédé doit être assurée par des installateurs qualifiés, habilités au travail en hauteur et ayant été agréés par la société KOGYS (voir le § 9). Les compétences requises sont de deux types : Compétences en couverture complétées par l’appellation "Quali’PV,

module Bat" ou "QUALIBAT COUVERTURE" : mise en œuvre. Compétences électriques avec les habilitations électriques adéquates,

conformément à la norme UTE C18-510, complétées par l’appellation "Quali’PV, module Elec".

8.3 Sécurité des intervenants L’emploi de dispositifs de sécurité (protections collectives, harnais, ceintures, équipements, dispositifs d’arrêt…) est obligatoire afin de répondre aux exigences en matière de prévention des accidents. Le port des équipements individuels de sécurité tels que casque, chaus-sures, gants et lunettes est obligatoire. 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 livraison. Ils peu-vent être identifiés dans le “Guide pratique à l’usage des bureaux d’étude et installateurs pour l’installations de générateurs photovol-taïques raccordés au réseau” en vigueur édité par l’ADEME et le SER (dénommé dans la suite du texte "guide ADEME-SER").

8.4 Spécifications électriques

8.41 Généralités L’installation doit être réalisée conformément aux documents en vigueur suivants: norme NF C 15-100, guide UTE C 15-712-1 et "guide ADEME-SER". Tous les travaux touchant à l'installation électrique doivent être confiés à des électriciens habilités (cf. §.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 ten-sion de sécurité de 1 000 V (liée à la classe II de sécurité électrique). Avant le montage des modules, vérifier le bon fonctionnement électrique de chacun par une mesure de Vco (tension de circuit ouvert).

8.42 Connexion des câbles électriques Le schéma de principe du câblage est décrit en Figure 22. La connexion et le passage des câbles électriques s’effectuent sous le sys-tème de montage des modules : ils ne sont donc jamais exposés au rayon-nement solaire. Liaison intermodules et module/onduleur

La connexion des modules se fait au fur et à mesure de la pose des mo-dules (du bas vers le haut) avant leur fixation : les câbles devant être attachés par des colliers de fixation (non fournis) en partie inférieure des ossatures secondaires. 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 fabricant, de la même marque et du même type. Pour ce faire, il peut être éven-tuellement nécessaire de confectionner, grâce à des sertisseuses spéci-fiques, des rallonges disposant de deux connecteurs de types différents. Un autocontrôle de la connexion de chaque module doit être effectué par l'installateur à l'avancement pour assurer la bonne connexion à chaque connecteur.

Câbles de liaison équipotentielle des masses La mise à la terre du champ photovoltaïque s’effectue en peigne en récu-pérant, au fur et à mesure de la pose des composants : - les masses métalliques des cadres des modules par l’intermédiaire de

connecteurs de type SOLFIL de MECATRACTION et de câbles continus de 6 mm² pour chaque série de modules,

- les masses métalliques des ossatures secondaires par l’intermédiaire de câbles de 16 mm² et de cosses faston avec rondelles bi-métal.

Le tout est relié au câble principal par l’intermédiaire de raccords à griffes de type RG de MECATRACTION. Par ailleurs, les ossatures secondaires qui auront été aboutées doivent également être reliées à la liaison équipotentielle par un cordon de câble de 6 mm² avec cosses faston et rondelles bimétal (fournis).

Passage des câbles Le passage des câbles électriques vers l'intérieur du bâtiment ne doit ja-mais être réalisé au travers de la couverture. Les câbles doivent circuler dans des goulottes repérées et prévues à cet effet conformément aux prescriptions des documents en vigueur suivants : norme NF C 15-100, guide UTE C 15-712-1 et "guide ADEME-SER" (limitation des boucles in-duites, cheminements spécifiques et distinct…) jusqu'au local onduleur.

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 Chaque mise en œuvre fait l'objet, par la société KOGYS, d'une vérification des charges climatiques appliquées sur la toiture considérée, en tenant compte des actions locales, au regard des contraintes maximales admis-sibles du procédé. Il est impératif de s’assurer que les toitures, ou partie de toiture, concer-nées par l'installation du procédé KOGYSUN-ATERSA répondent aux DTU en vigueur. Les règles de mise en œuvre décrites dans le présent dossier technique, la notice de pose et les plans de réalisation fournis par la société KOGYS doivent être respectées.

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8.52 Longueur maximale des rampants de toiture Le procédé KOGYSUN peut être utilisé sur des longueurs de rampants de toiture de 40 m maximum. Cette longueur maximale doit de toutes façons rester inférieures aux longueurs de rampant maximum définies dans les DTU et les documents de références concernés lorsque des éléments de couvertures sont associées aux modules photovoltaïques (cf. les DTU 40-35, DTU 40-36 ou NF DTU 40.37).

8.53 Traitement des risques de condensation L’emploi du procédé est applicable :

- dans le cas d’une installation en toiture partielle (en association avec des éléments de couverture en plaques profilées en fibres-ciment ou plaques nervurées en acier), exclusivement dans le cadre d’une toiture froide ventilée non isolée.

- dans le cas d’une installation en toiture complète, la toiture pourra être, soit une toiture froide ventilée non isolée, soit une toiture chaude avec isolation sur pannes par feutre tendu bénéficiant d'un Avis Technique.

8.54 Toitures froides ventilées Dans le cadre d’une toiture froide ventilée, l’emploi du régulateur de condensation en sous-face du bac étanche est systématique. La toiture doit être ventilée, c'est-à-dire qu'une ventilation doit circuler sous les bacs de sous-face grâce à des ouvertures à l'égout et au faî-tage (à moins que le bâtiment ne soit ouvert et permette ainsi d'office une ventilation des bacs de sous-face).

8.55 Toitures chaudes avec isolation sur pannes par feutre tendu sous Avis Technique

Pour traiter ce type de toiture, il convient de se référer à l'Avis Tech-nique du feutre tendu pour valider l'adéquation du feutre avec le chan-tier concerné et respecter les consignes de mise en œuvre. Néanmoins, il convient de suivre les spécifications suivantes :

- Le feutre tendu sera toujours posé sur un grillage tendu (posé sur pannes), et ceci quelque soit l'écartement des pannes.

- Il conviendra de respecter un débord du grillage comme du feutre tendu de 20 cm à l'égout et au faîtage, qui seront repliés propre-ment ensuite.

- Les rouleaux de grillage, comme du feutre tendu, devront être fixés aux pannes faîtières et sablières à l'aide de deux vis "VBS" ("VBS-6 ou VBS-12" selon l'épaisseur de la panne).

- Si la longueur des rouleaux de feutre tendu est plus faible que la longueur du rampant de toiture, il convient de respecter les dispo-sitions de l'Avis Technique pour la jonction transversale des lés (généralement, cette jonction doit se faire au-dessus d'une panne).

La pose des bacs de sous-face (voir le § 8.582) doit se faire au fur et à mesure de la pose du feutre tendu pour éviter d'endommager l'isolation et permettre de garder visible la ligne des pannes. Dans le même temps et afin de constituer une toiture chaude, des closoirs (non fournis par la société Kogys) doivent être positionnés pour empêcher toute circulation d'air sous les bacs de sous-face. Ces closoirs doivent être utilisés :

- à l’égout : un closoir "profil" devra être positionné et compressé au plus bas, entre les bacs de sous-face de l’installation et le premier élément de charpente (panne).

- au faîtage : un closoir "contre-profil" devra être, quant à lui, posi-tionné entre le bac de sous-face et la bavette d'étanchéité supé-rieure.

8.56 Traitement des dilatations thermiques Tous les calculs nécessaires à la dilatation thermique, comme à la résistance mécanique, du procédé sont menés par la société KOGYS pour chaque affaire et l'ensemble des dispositions à prendre en compte par l'installateur sont ensuite retranscrites sur les plans de l'affaire.

8.57 Préparation de la toiture Dans le cas d’une pose sur un bâtiment existant, il convient de déposer la couverture existante sur l’emprise du champ solaire photovoltaïque selon les indications données dans les plans fournis par Kogys.

8.58 Pose en partie courante de toiture Chaque affaire est étudiée pour définir tous les composants, leurs positions et leurs fixations. Après calculs, des plans spécifiques pour chaque chantier sont établis : ils constituent les règles et méthodes de pose et de fixation de tous les éléments du procédé pour le chantier en question. Ces "plans KOGYS" sont mis à la disposition des poseurs.

8.581 Dispositions pour les bacs de sous-face Lors de la manutention, il est nécessaire de ne pas griffer ou choquer le revêtement polyuréthane sur la face extérieure des bacs de sous-face, pour éviter la mise à nu du métal, ni le régulateur de condensation sur la face intérieure ou entraîner des déformations des bords et des nervures rendant les profils inaptes à la bonne exécution des travaux. Tous les dix mètres environ, vérifier l’alignement des tôles suivant le ver-sant et horizontalement et vérifier la distance pour ne pas s'écarter du plan de calepinage en fin de pose. Dans le cas d’une découpe des plaques nervurées sur le chantier, pour une petite adaptation à une géométrie non prévue sur les plans Kogys de la toiture, seul l’emploi d’une cisaille à tôle ou une grignoteuse est autorisé (ne jamais utiliser de disque à tronçonner). De plus, il convient de respec-ter les dispositions suivantes :

- Faire la coupe au sol, non sur le toit. - Protéger le revêtement (par bâchage) pour éviter toute dégradation

des parties adjacentes. - Éliminer les bavures. - Protéger les tranches pendant le stockage et la manipulation.

Prendre toutes les précautions nécessaires pour éviter rayures ou mar-quage. Ces dégradations constitueraient des amorces de corrosion dans le temps.

8.582 Positionnement des bacs de sous-face Les bacs de sous-face sont toujours utilisés du faîtage à l'égout. Ils doivent être posés sur la charpente avec les nervures parallèles à la ligne de plus grande pente, en partant du bas vers le haut de l'installation. Le recouvrement longitudinal des bacs de sous-face est donné par l'emboî-tement de la nervure de rive "emboîtante" sur la nervure de rive "emboî-tée" du bac précédent. Le bac à poser vient recouvrir le bac précédemment posé dans le sens opposé aux vents de pluie dominants. Un recouvrement transversal entre les bacs est nécessaire : il sera de 200 mm si la pente est supérieure ou égale à 10 %, et de 300 mm si la pente est inférieure à 10 %. La pose du complément d’étanchéité dénommé "joint de bac de sous-face" (JBS) est obligatoire au niveau de chaque recouvrement transversal des bacs. Il se place à 150 mm de la rive haute du bac inférieur si le recouvre-ment est de 200 mm et à 200 mm si le recouvrement est de 300 mm. Sur les derniers bacs en haut de pente, il est nécessaire de relever la plage des bacs avec une pince à relever, afin d’éviter toute infiltration d’eau.

8.583 Fixation des bacs de sous-face Les bacs de sous-face doivent être fixés aux pannes de la toiture par l'in-termédiaire des rehausses inférieures et des cavaliers. Les rehausses infé-rieures servent non seulement à la fixation du bac de sous-face mais également à celle de l'ossature primaire, tandis que les cavaliers ne servent qu'à la fixation des bacs de sous-face. Il convient de mettre en place en premier lieu les rehausses inférieures suivant les plans de calepinage fournis (voir la Figure 23), puis, de complé-ter la fixation des bacs de sous-face à l'aide des cavaliers. Les fixations sont placées en sommet de nervure. Les vis utilisées et four-nies par Kogys sont appelées "VBS" ("VBS- 6 ou VBS-12" selon l'épaisseur de la panne). Fixation avec les rehausses Les rehausses inférieures (voir la Figure 24) permettent la mise en place :

- soit, d'une rehausse supérieure (RHS) qui coulisse sur la rehausse in-férieure,

- soit, d'une rehausse de blocage (basse ou intermédiaire) qui sera fixée en même temps que la rehausse inférieure.

La fixation des rehausses inférieures est effectuée au travers du bac de sous-face, dans la panne de la charpente :

- par une ou deux vis en partie courante en fonction des indications por-tées dans le Tableau 3,

- par deux vis en bas du rampant de toiture avec les rehausses de blo-cage basses,

- ou, selon la nature de la panne, par une vis ou deux VBS-6 au faîtage d’un bâtiment deux pentes et deux vis VBS-6 au faîtage d’un bâtiment une pente, ou par une vis VBS-12 au faîtage (bâtiment une ou deux pentes).

Fixation des rehausses inférieures avec les rehausses de blocage basses Les rehausses de blocage basses (voir la Figure 25) sont utilisées pour supporter tout le poids d'une colonne d'omégas (et les efforts asso-ciés) : elles servent donc de butée pour éviter le glissement de l'instal-lation. En conséquence, elles sont nécessaires en bas de l'installation (sur chaque ligne d’ossature primaire oméga). Ces rehausses sont fixées à l'aide de deux vis VBS.

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Fixation des rehausses inférieures avec les rehausses de blocage inter-médiaires

- Si les charges à reprendre le long du rampant sont trop impor-tantes (se référer au plan de calepinage), on utilise des rehausses de blocage intermédiaires (voir la Figure 26 et le §8.587). Comme pour la rehausse de blocage basse, la rehausse de blocage inter-médiaire se fixe en même temps que la rehausse inférieure.

- Au fur et à mesure de la pose du système, les limailles de perçage doivent être éliminées. Il faut procéder à un nettoyage complet avant la pose des ossatures secondaires (nettoyage à la brosse ny-lon et à l’eau claire, sans détergent ou par soufflerie…).

Fixation avec les cavaliers L'implantation des cavaliers doit se faire de façon à fixer toutes les ondes des bacs de sous-face (non munies de rehausses inférieures) à toutes les pannes. Attention, sur la première et la dernière onde de la périphérie de l'ins-tallation, il convient de mettre en place la bavette latérale d’étanchéité, suivant les plans Kogys avant la fixation.

8.584 Pose des abergements latéraux Les bavettes d'étanchéité latérales (BEL) permettent de traiter les jonctions latérales entre le champ photovoltaïque et les éléments de couverture autour (voir la Figure 27). Elles sont conçues, comme toutes les autres bavettes, de façon à avoir une marge pour absorber les tolérances de réglage ou d’alignement ou de mesures. Chaque BEL a une longueur standard de 3,20 m. Le dernier tronçon vers le faîtage sera fourni pour compléter en longueur le rampant, sans jamais être plus court que 1.00 m. Le recouvrement entre BEL est de :

- 200 mm pour les pentes de toiture supérieures à 7 %, - 300 mm pour les pentes de toiture comprises entre 5 % et 7 %.

De bas en haut, la rive basse de la BEL à poser vient recouvrir la rive haute de la BEL inférieure déjà posée. Les BEL sont fixées sur toutes les pannes, par-dessus l’onde du bac, avec une VBS (VBS-6 ou VBS-12 selon l'épaisseur des pannes) munie d'une rondelle d’étanchéité pré-montée. Dans le cas d'une installation reliée à des plaques nervurées en acier, la bavette d'étanchéité latérale pour plaques nervurées devra être utili-sée, en association avec des pontets pour venir soutenir les ondes des plaques. Dans le cas d'une installation reliée à des plaques de fibres-ciment, il convient d'utiliser un joint d'étanchéité pré-comprimé (JPI) qui sera collé sur la BEL (voir la Figure 27).

8.585 Pose des abergements supérieurs La bavette supérieure d’étanchéité (BES) est posée sur les bacs de sous-face et s’aligne avec le bord supérieur des derniers bacs, position-nés au plus haut de l'installation. Le recouvrement entre deux BES est de 200 mm. A chaque recouvre-ment, deux joints de mastic se placent à 50 mm et 150 mm du bord de la BES. Ces pièces se posent dans le sens opposé aux vents de pluie dominants, c'est-à-dire, dans le même sens que les plaques nervurées. Elles sont fixées aux bacs de sous-face à chaque onde par une vis de couture (VC) : environ tous les 0,33 m. Un redécoupage du crantage de la BES avec une cisaille sera exécuté sur chantier pour permettre l'emboîtement avec la BEL en périphérie du champ. L’habillage de la bavette d’étanchéité supérieure (HBES) est fourni pour un bâtiment mono-pente (voir la Figure 28). Ces pièces se recouvrent de 50 mm les unes sur les autres. Dans le cas d’un bâtiment à deux pentes, le HBES n’est pas fourni par Kogys, et il appartiendra au cou-vreur de fournir et poser une faîtière qui recouvre la BES suivant les plans Kogys et les règles de l'art.

8.586 Pose des rehausses supérieures En partie courante, la rehausse supérieure vient coulisser sur la re-hausse inférieure qui va lui servir de support (voir la Figure 24) : elle se met en place en glissant du haut vers le bas, jusqu’à l'ergot qui fait butée. La rehausse supérieure ainsi enclenchée autour de la rehausse inférieure vient supporter et empêcher le soulèvement de l’ossature primaire oméga qui y sera fixée. Ce système coulissant permet la dilatation de l’oméga.

8.587 Pose des ossatures primaires Les ossatures primaires oméga sont toujours posées parallèles aux plaques nervurées et sont situées au droit des nervures des bacs de sous-face. Chaque oméga doit toujours reposer sur au moins quatre appuis. Les plans Kogys mentionnent la longueur de chaque oméga et font état d’un calepinage précis. Les calculs établis par la société KOGYS déterminent les écartements et les positions des ossatures primaires oméga: voir le Tableau 4.

Étant donné le positionnement des omégas sur les nervures du bac, il est à noter que les écartements spécifiés correspondent aux suivants :

Dénomination Entraxe réel des omégas

Porte-à-faux du rail de part

et d'autre

Écartement 1,67 m 1,00 + 1,67 +1,67 + 1,67 + 1,00 0,50

Écartement 1,33 m 0,67 + 1,33 + 1,33 + 1,33 + 1,33 + 0,67 0,33

Écartement 1,00 m 0,33 + 1,00 + 1,33 + 1,00 + 1,33 + 1,00 + 0,33 0,165

Il est impératif de suivre rigoureusement les schémas d'implantation. Les omégas sont fixés à l'aide :

- d'une vis VOM sur les rehausses supérieures en partie courante (voir la Figure 30) ou latérales : positionnée sur le haut de l'oméga,

- de deux vis VOM sur les rehausse de blocage basses ou intermédiaires : positionnées sur les côtés de l'oméga.

La pose des ossatures primaires omégas s’effectue du bas vers le haut du versant. Un point fixe pour chaque colonne d'oméga est toujours positionné en bas du rampant de la toiture grâce à la rehausse de blocage basse. Le croisement de deux omégas se situe toujours à l’aplomb d’une rehausse, et donc d'une panne : suivre les plans Kogys. Le recouvrement des profils oméga les uns sur les autres est de 200 mm (voir la Figure 31). Sur une même colonne, il est éventuellement nécessaire de mettre en place un point fixe intermédiaire sur la longueur de rampant à l'aide d'une re-hausse de blocage intermédiaire. Dans ce cas, l’ossature primaire oméga en partie inférieure vient reposer sur le bas de la rehausse de blocage inter-médiaire, en laissant un espace de 40 mm avec le bord haut de cette der-nière (voir la Figure 32). L’ossature primaire oméga supérieure vient recouvrir l’ossature primaire oméga inférieure mais elle est fixée à la re-hausse de blocage intermédiaire par 2 VOM, positionnées sur les côtés de l'oméga, dans la partie qui ne présente pas de recouvrement entre les omégas (voir la Figure 26). Ainsi, l’ossature primaire oméga supérieure est fixe tandis que l’ossature primaire oméga inférieure peut accepter la dilata-tion de la colonne inférieure en coulissant librement entre la rehausse de blocage intermédiaire et l’ossature primaire oméga supérieure. Le positionnement de cette rehausse de blocage intermédiaire, si elle est nécessaire, est spécifié dans les plans de l’affaire. Un exemple des lon-gueurs maximales de colonnes d'omégas admissibles pour un écart de pannes de 1,30 m avec un point fixe composé d'une seule vis VBS-12 est donné dans le Tableau 5. Les modules photovoltaïques ne pouvant pas être positionnés au droit de cette rehausse de blocage intermédiaire (ils empêcheraient la dilatation des omégas), le calepinage fourni par la société KOGYS prévoit de positionner ces rehausses RBI au droit d'une panne, entre deux lignes de modules. Attention, l'emplacement des vis de fixation des omégas (VOM) doit être défini grâce aux gabarits fournis par la société KOGYS (voir le § 2.215). Pour poser le dernier oméga de la ligne, il faut contrôler la cote entre l’extrémité de l’oméga et celle du bac, afin d’avoir la bonne position de la bavette d’étanchéité supérieure (en faisant plus de recouvrement, s’il le faut).

8.588 Pose de l'ossature secondaire Les ossatures secondaires sont posées perpendiculairement aux ossatures primaires, et sont fixées aux croisements avec celles-ci par l’intermédiaire des attache-rails (voir la Figure 33). Le positionnement des ossatures secondaires est défini par le bureau d'études KOGYS et donné dans les plans de réalisation. Entre autres, ce calepinage est réalisé de façon à ce que les attache-rails ne se retrouvent pas au droit des rehausses et qu'elles soient positionnées à une distance suffisante des omégas supérieurs lors d'un recouvrement d'omégas pour ne pas brider leur dilatation. L'entraxe maximal des rails est de 0,83 m pour le mode portrait et de 0,69 m pour le mode paysage : néanmoins, pour des raisons de pose, il est possible de décaler un rail de +/- 5 cm pour des cas particuliers de pose en mode portrait (ceci est alors précisé dans les plans de la société KOGYS). De plus, dans le cadre de la pose des modules en mode paysage, la pre-mière ligne de modules doit être soutenue par des rails écartés de 0,9 m, ce qui entraîne un positionnement des rails directement au droit des profilés du cadre. Des traits au cordeau doivent être tracés le long des ossatures primaires omégas en suivant les cotes des plans Kogys pour marquer la position des attache-rails. Ces rails sont toujours au nombre de deux par module, à moins que les charges climatiques (notamment les accumulations de neige) ne nécessi-tent plus d'appuis pour le cadre des modules : dans ce cas, il est possible d'avoir trois ou quatre rails en sous-face des modules (ceci sera précisé dans les plans de l'affaire après dimensionnement par le bureau d'études de KOGYS).

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Dans le cas spécifique des accumulations de neige : voir le Tableau 6, sachant que les entraxes des rails seront alors les suivants.

Nombre de rails Entraxe des rails sous les modules

Deux rails 0,41 + 0,82 + 0,41

Trois rails 0,25 + 0,57 + 0,57 + 0,25

Quatre rails 0,19 + 0,42 + 0,42 + 0,42 + 0,19

Les attache-rails sont enfilés sur les ailes de l’ossature secondaire. Un attache-rail est positionné à chaque croisement entre l’ossature pri-maire oméga et l’ossature secondaire. L’attache-rail est fixé à l’ossature primaire oméga par 2 vis VOM : une de chaque côté du rail. L’attache-rail permet le maintien, que ce soit en soulèvement ou en appui, du rail tout en le laissant coulisser et en permettant ainsi sa dilatation. Pour créer un point fixe, les ossatures secondaires peuvent être blo-quées à une de leur extrémité sur l’oméga par 1 VOS-OM dans la gorge centrale de l’ossature secondaire. Afin de permettre le positionnement des modules sans empêcher la dilatation des ossatures secondaires, le bureau d'études de la société KOGYS définit leur calepinage pour respecter la répétition suivante (de la droite vers la gauche : voir la Figure 34) :

- Un rail fixé à son extrémité droite, - Un écartement de 7 mm, - Deux rails espacés de 73 mm, dont les extrémités ne sont pas

fixées pour permettre leur libre dilatation, - Un écartement de 7 mm, - Un rail fixé à son extrémité gauche, - Un écartement de 6 mm.

L'espace de 73 mm permet de créer un joint de dilatation pour les modules photovoltaïques (ceux-ci étant fixés par des serreurs d'extré-mité : voir le §8.5810) tous les 23,33 m. Les entraxes et le calepinage de l'ensemble des éléments font qu'au début et à la fin de chaque ligne d'ossatures secondaires, un ou deux rails de longueur variable peuvent être nécessaires avant de pouvoir positionner les rails selon le principe de répétition énoncé précédem-ment.

- Dans le cas où un seul rail est nécessaire, il est fixé à son extrémi-té pour permettre sa dilatation vers l'extérieur du champ photovol-taïque. Puis, le positionnement des autres rails respecte le principe de répétition : un écartement de 6 mm, un rail fixé à son extrémi-té droite, un écartement de 7 mm, etc.

- Dans le cas où deux rails sont nécessaires, ils devront être posés avec un écartement de 6 mm et chacun sera fixé au droit de cet écartement (la dilatation s'effectuant donc à l'opposé de l'écarte-ment de 6 mm). Puis un écartement de 73 mm doit être respecté avant de positionner les autres rails en suivant place le principe de répétition.

Les rails d’ossature secondaire en partie courante mesurent 5 810 mm. Quand la première ligne d’ossatures secondaires est posée, contrôler la cote portée sur les plans qui doit rester entre l’extrémité du rail et la BEL et se maintenir à cette cote, en réajustant l’écart entre les deux derniers rails. Profiter de ce contrôle pour faciliter la pose des lignes d’ossatures secondaires suivantes en respectant le calepinage de la première ligne.

8.589 Pose des chevêtres pour le mode paysage Pour la pose des modules en mode paysage, suivant les sollicitations climatiques sur ceux-ci, les calculs peuvent imposer des chevêtres en complément d’appui pour les modules : voir le Tableau 7. Chaque module est ainsi maintenu non pas par quatre points mais par six : un au milieu de chaque longueur et deux positionnés sur chaque largeur (voir la Figure 35). Les "chevêtres courant" prennent appui sur les ossatures secondaires précédemment posées de façon à ce qu'ils se retrouvent au milieu de la longueur de chaque module. Ils ont une longueur égale à l’espacement entre deux ossatures secondaires principales et sont fixés à chaque extrémité sur les ossatures secondaire par deux vis VOS-OM. De plus, en mode paysage, le calepinage fourni par KOGYS prend en compte l'impossibilité de positionner des chevêtres sur les deux rails encadrant une rehausse de blocage intermédiaire (pour ne pas empê-cher la dilatation des colonnes d'omégas). En conséquence, des "che-vêtres joint dilatation" sont alors utilisés : ils sont positionnés "tête vers le bas", en sous-face des rails OS et sont fixés à ces derniers par 4 vis VOS-OM à chaque croisement. Ces "chevêtres joint dilatation" viennent en porte-à-faux en partie supérieure et permettent la mise en place d'un chevêtre de 188 mm de longueur. Ce dernier, fixé par 4 vis VOS-OM, vient soutenir le module au-dessus de la rehausse de blocage intermédiaire (voir la Figure 36). En ce cas, le module du dessus n'est fixé que par les quatre serreurs fixés sur les rails OS mais il repose sur 6 appuis.

8.5810 Pose des modules Pour la mise en place des modules, suivre les cotes mentionnées sur les plans Kogys dans le sens horizontal et suivant le rampant par rapport aux ossatures secondaires. Les modules sont fixés par des serreurs d’extrémité ou des serreurs inter-médiaires. Les serreurs d’extrémité sont utilisés pour ne fixer qu'un seul module tandis que les serreurs intermédiaires, eux, reprennent deux mo-dules (voir la Figure 38 et la Figure 39). Ainsi, en partie courante, seuls les serreurs intermédiaires sont utilisés tandis que les serreurs d'extrémité sont utilisés en périphérie du champ. Il est néanmoins possible d'utiliser ces serreurs d'extrémité pour former un joint de dilatation du champ photovoltaïque, notamment au droit de l'écart de 73 mm des rails de l'ossature secondaire ou pour permettre de réajuster les dimensions en cas de besoin (voir la Figure 4). La première rangée des modules est alignée sur la première rangée des bacs de sous-face, en parallèle avec le closoir inférieur. Le cadre des modules doit être positionné contre la partie verticale des serreurs sans laisser de jeu. Ainsi, les espaces entre modules sont de 19 mm. Se reporter aux plans Kogys pour retrouver les positions des joints de dilatation, ou autres renseignements dans le calepinage des modules et leur espacement.

8.5811 Pose des closoirs inférieurs Un trait au cordeau est tracé à une distance minimale de 170 mm du bas des bacs de sous-face positionnés au plus bas de l'installation. Attention, ce positionnement doit se situer en dehors de la partie clos et couvert du bâtiment (généralement à l'égout ou au chéneau). Le haut du closoir inférieur Cl1 est aligné avec le trait du cordeau. Il est fixé par une vis de couture (VC) tous les 667 mm, dans le cas général, sur la nervure du bac de sous-face recouverte d'un joint JOS : parfois plus sou-vent pour reprendre les charges en cisaillement en cas de glissement acci-dentel de la colonne de modules (suivre les indications du plan particulier au chantier). De plus, quand la charge en cisaillement dépasse la charge admissible par les vis ou par la tôle des bacs de sous-face, des butons doivent être ajoutés en sous-face des modules. Cette disposition consiste à fixer des profilés perpendiculairement aux rails, juste en dessous des mo-dules pour qu'ils puissent retenir leur cadre. L'ensemble de ces dispositions sont résumées dans le Tableau 8. Le recouvrement entre deux CI1 est de 50 mm au droit des fixations. Le closoir inférieur Cl2 vient par dessus le closoir inférieur Cl1 (voir la Figure 37). Il est fixé, tous les 667mm, en partie basse par une vis de couture (VC) sur la nervure du bac de sous-face, et en partie haute sur le haut du CI1 par une vis BV.

8.5812 Pose des bacs de complément Le calepinage des modules photovoltaïques est effectué de façon à privilé-gier la pose de ceux-ci du faîtage à l'égout, sans discontinuité. Il est toute-fois possible que ce calepinage ne tombe pas juste : en accord avec le Maître d’œuvre, des bacs de complément peuvent alors être mis en place pour des raisons d’esthétique (sinon, ce sont les bacs de sous-face que l'on verra directement). La pose de ces bacs ne peut se faire qu’après celle des modules. Le bac de complément n’a qu'une fonction esthétique, il n'est donc pas utile pour l'étanchéité de la couverture. Il n’est mis en place que pour donner un aspect de plan uniforme avec les modules photovoltaïques. Il n’est pas indispensable au système et il n’est donc pas toujours prescrit. La pose du bac de complément est exactement la même que celle du bac de sous-face, la seule différence est qu’il est fixé en plage sur l'ossature spécifique aux bacs de complément appelée OSBC par une vis VC6 contre chaque onde (voir la Figure 40) : ne pas oublier de fixer l'onde de rive par deux vis de chaque côté de l'onde, ainsi que la dernière onde si besoin. A la fin de la ligne de bac, il est nécessaire de contrôler les cotes pour un bon alignement. Cette ossature OSBC se situe dans le même espace que les ossatures secondaires. Les profilés sont fixés directement sur les ossatures primaires oméga par une VOM de chaque côté. Les OSBC ont des longueurs de 6 m maximum, avec un écart de 20 mm entre deux éléments, pour permettre la dilatation. Une longueur de 6 m induit, suivant les écartements des ossatures primaires oméga :

- 5 portées de 1 m et 2 porte-à-faux de 0,5 m, - ou 4 portées de 1,33 m et 2 porte-à-faux de 0,33 m, - ou enfin, 3 portées de 1,67 m et 2 porte-à-faux de 0,50m.

Suivant la capacité des OSBC et les sollicitations que supporte le bac de complément, la société KOGYS détermine leur écartement, lequel sera porté sur les plans de l'affaire.

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8.59 Pose aux abords des extrémités de toiture

8.591 A l'égout Pour une mise en œuvre allant jusqu'à l'égout de la toiture, il convient de respecter l'ensemble des dispositions citées dans les paragraphes précédents en y ajoutant les préconisations suivantes. Lors de la pose en égout, il est nécessaire de ne poser le closoir infé-rieur qu’après la pose complète des modules pour permettre la mise en place des différents éléments (les côtes étant données par rapport aux bords des bacs de sous-face). Attention, le closoir inférieur et ses fixations doivent obligatoirement se trouver au-dessus du chéneau ou à l'extérieur de la zone de clos et couvert du bâtiment.

8.592 Au faîtage La mise en œuvre jusqu'au faîtage de la toiture n'apporte pas de modi-fications à la description de la mise en œuvre décrite au § 8.58.

8.593 Aux rives Pour une mise en œuvre sur les rives de la toiture, il convient de res-pecter l'ensemble des dispositions citées dans les paragraphes précé-dents en y ajoutant les préconisations suivantes. Aux rives (conformément aux règles NV65 modifiées), les ossatures primaires sont doublées et ainsi l'écartement maximal entre deux ossatures primaires oméga est diminué (il est au plus de 0,67 m). Sur la première et la dernière onde en rive de toiture, il convient de mettre en place la bavette latérale d’étanchéité, suivant les plans Kogys avant la fixation des bacs de sous-face. Dans le cas où le bâtiment ne comporte pas de bardage (voir la Figure 29), l’habillage de la bavette d’étanchéité latérale (HBEL) est fourni: il permet d’habiller la partie latérale et de recouvrir le haut de la BEL pour finaliser l'installation. Cet habillage suit le même principe que la BEL quant aux recouvrements. De plus, il est fixé par une vis BV tous les mètres, sur le sommet de la BEL, et en partie basse latéralement sur la panne par une vis de couture VC6 ou VC12 selon l’épaisseur de l'aile de la panne. Lorsque la façade du pignon doit être bardée (voir la Figure 41), un support de bavette d’étanchéité latérale (SBEL) est positionné en rive (fixé à la panne par une vis de couture VC6 ou VC12 selon l’épaisseur de l'aile de la panne) contre la BEL. Cette dernière est ainsi fixée sur sa face intérieure à 50 mm du bord supérieur par une belvis (BV) sur son support SBEL. Le tout devra ensuite être recouvert par une pièce qui sera fixée au bardage. Dans le cas d’une rive contre un mur, la BEL vient se positionner contre le mur selon les plans fournis ; il appartiendra au lot Gros-Œuvre de fournir et d'engraver un solin qui viendra coiffer largement la BEL.

9. Formation Sur les premiers chantiers, une formation sur site est dispensée à l’équipe de montage par la société Kogys. Lorsque l’installateur maî-trise la mise en œuvre, l'entreprise est agréée à la pose de Kogysun. La société KOGYS tient à jour une liste d'entreprises agréées par ses soins. De plus, la société KOGYS effectue des contrôles réguliers inopinés de chantiers. Pour chaque chantier, un rapport mentionne les éventuelles anomalies détectées qui sont retransmises à l'installateur. Ce dernier se doit alors de procéder aux mesures correctives nécessaires. Suivant l’importance des anomalies, la société Kogys peut être amenée à réclamer une remise à niveau de l'installateur.

10. Assistance technique Pour rappel, la société KOGYS dimensionne et réalise l'ensemble des plans d'exécution relatifs au chantier concerné pour la mise en œuvre du procédé KOGYSUN-ATERSA grâce aux informations fournis par l'installateur. De plus, la société Kogys assure l’assistance technique des installateurs par téléphone ou sur site selon la difficulté rencontrée.

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). Pour tout entretien ultérieur, accès, contrôle et réparation, l’utilisation de nacelles est obligatoire. Ne négligez aucune mesure de sécurité.

11.1 Maintenance du champ photovoltaïque Kogys recommande la mise en place d’un contrat de maintenance entre son client installateur et le client final. Une bonne maintenance du système permettra d’assurer des performances optimales. Cette maintenance pério-dique (au minimum annuelle) consiste : Pour le procédé KOGYSUN :

- Contrôler le niveau de serrage des serreurs maintenant les modules. - Dégager les corps étrangers pouvant se trouver emprisonnés entre les

modules ou se coller sur le bac (feuilles,...). - Opérer un contrôle visuel qui consiste à détecter certaines anomalies

telles que : - une vis de fixation desserrée, - une bavette d’étanchéité déplacée, - un joint d’étanchéité déplacé, - une partie détériorée, - etc.

Pour les modules : - Nettoyer la surface vitrée avec de l’eau et une éponge douce. En com-

plément, un agent nettoyant doux et non corrosif peut être utilisé. - Opérer un contrôle visuel qui consiste à détecter certaines anomalies

telles que : - un verre cassé, - une oxydation des circuits internes et des points de soudage aux

cellules, - un connecteur débranché, - un vieillissement anormal des câbles électriques, - etc.

11.2 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 :

- Étape 1 : Déconnecter l’onduleur du réseau en ouvrant le disjoncteur AC placé entre ce dernier et le compteur de production.

- Étape 2 : Déconnecter le générateur photovoltaïque en ouvrant l’interrupteur sectionneur DC placé entre les modules photovoltaïques et l’onduleur.

- Étape 3 : démonter les pièces d’attache SI ou SE du module concerné. - Étape 4 : Afin de maintenir en place les modules adjacents, insérer des

serreurs SI sur les deux modules adjacents à droite et à gauche. - Étape 5 : soulever légèrement le module du côté de la mise à la terre.

Dévisser le cordon de la mise à la terre se trouvant sur le module. - Étape 6 : déconnecter les modules. - Étape 7 : retirer le module. - Étape 8 : Veiller à ne pas mettre les connecteurs débrochés en contact

entre eux ou des pièces métalliques du système (cadre de module, rail de fixation, bac de sous-face...).

- Étape 9 : Si le module n’est pas remplacé immédiatement, utiliser les serreurs d’extrémités SE pour refixer les modules adjacents droite et gauche.

- Étape 10 : Installer le nouveau module dans le sens inverse de la pro-cédure du démontage tout en connectant les polarités et la liaison équipotentielle des masses.

- Étape 11 : Si des pièces du procédé KOGYSUN ont été changées, et que des joints d’étanchéité ou des vis de fixation ont étés démontés, il est impératif de les remplacer par des joints ou vis neufs identiques à ceux d’origine.

- Étape 12 : Vérifier le bon fonctionnement de la série de modules con-cernés (mesurer sa plage de tension en circuit ouvert et vérifier son adéquation avec la plage d’entrée de l’onduleur).

- Étape 13 : Reconnecter le générateur photovoltaïque en fermant l’interrupteur sectionneur DC.

- Étape 14 : Reconnecter l’onduleur au réseau en fermant le disjoncteur AC.

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

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

Les modules photovoltaïques 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 CENER.

Les serreurs d'extrémité, les serreurs intermédiaires et les attaches-rails ont été testés en résistance à l'arrachement (traction) par le la-boratoire ELTEC.

L'assemblage "vis VOM / rehausses inférieures / rehausses supé-rieures" a été testé en résistance à la traction par le laboratoire ELTEC.

Les rehausses inférieures, assemblées aux rehausses supérieures, ont été testés en résistance à la compression par le laboratoire ELTEC.

Des essais de résistance de l'ergot des rehausses supérieures ont été effectués par le laboratoire ELTEC pour déterminer sa limite élas-tique.

Des essais de flexion/cisaillement ont été conduits sur une colonne d'omégas, fixés par quatre rehausses de blocage basses dans les deux configurations suivantes : fixation à l'aide d'une vis VBS-6 sur des pannes Z de 2 mm d'épaisseur ou à l'aide d'une vis VBS-12 sur des pannes IPE de 8 mm d'épaisseur.

Des essais de cisaillement sur les vis VBS-6, VBS-12 et VC ont été effectués par ETANCO.

Un essai d'arrachement (traction) a été effectué sur les vis VOM dans un support d'acier d'épaisseur 2,5 mm par ETANCO.

Le procédé photovoltaïque a été testé par le CSTB selon la norme NF EN 12179 pour un essai de résistance à la pression du vent.

Les attaches rails, sur les rails de l'ossature secondaire, ont été testés au brouillard salin pendant 1 000 h selon la NF EN ISO 8227 dans le laboratoire ECCI.

C. Références 1. Données environnementales et sanitaires1 Le procédé KOGYSUN ne fait pas l’objet d’une Fiche de Déclaration Environ-nementale 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 septembre 2008. Environ 180 000 m2 ont été commercialisés en France à ce jour, soit envi-ron 24 MW, dont 8 262 m² depuis la dernière évolution du procédé en février 2011.

1 Non examiné par le Groupe Spécialisé dans le cadre de cet Avis.

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Tableaux et figures du Dossier Technique

Tableau 1 – Illustration des configurations possibles du procédé (toiture partielle ou complète) avec les pentes associées

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Atmosphères extérieures

Matériau Composant Revêtement de finition

sur la face exposée

Rurale Non

pollué

Industrielle ou urbaine Marine

Spéciale Normale Sévère 20 Km

à 10 km 10 Km à 3 Km

Bord de mer

< 3 Km Mixte

Revêtements standards

Aluminium Cadre des modules photovoltaïques Polyester QUALICOAT

Acier Bacs de sous-face, bacs de complé-

ment, abergements latéraux, closoirs inférieurs, abergements supérieurs

Z225 + 35 µm Polyuréthane cat. VI

Acier Bacs de sous-face, bacs de complé-ment, abergements

Z225 + 35 µm Polyester RC4 - RUVA

Acier Rehausse Galvanisation à chaud (325 à 395 g/m²) - - -

Acier Ossature primaire, ossature support des bacs de complément Z350 - - - -

Acier Attache-rails Galvanisation à chaud + 80 à 110 µm Polyester

Aluminium Ossature secondaire, serreurs Brut

Acier Supports des bavettes latérales Z275 - - - - -

Revêtements optionnels

Acier Ossature primaire, ossature support des bacs de complément

Z350 + Galvanisation à chaud (325 à 395 g/m²) - - -

Acier Supports des bavettes latérales Z275 + Galvanisation à chaud (325 à 395 g/m²) - - -

Aluminium Ossature secondaire, serreurs Anodisé 15 µm -

Les expositions atmosphériques sont définies dans l'annexe A de la norme XP P 34.301, NF P 24-351.

: Matériau adapté à l'exposition.

: Matériau dont le choix définitif ainsi que les caractéristiques particulières doivent être arrêtés après consultation et accord du fabricant.

* : à l'exception du front de mer.

Tableau 2 - Guide de choix des matériaux selon l'exposition atmosphérique

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Tableau 3 – Nombre de vis VBS par rehausses inférieures

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Tableau 4 – Entraxe des ossatures primaires omégas

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Tableau 5 – Longueur maximale des colonnes d'omégas en fonction de l'entraxe des pannes

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Tableau 6 – Nombre de rails nécessaires sous les modules pour les accumulations de neige

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Tableau 7 – Nécessité ou non des chevêtres sous les modules pour le mode paysage

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Tableau 8 – Nombre de fixation du closoir inférieur et ajout ou non de butons

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Figure 1 – Vue d'ensemble du procédé "KOGYSUN – ATERSA" avec nomenclature des pièces

Figure 2 – Vue d'ensemble du mode de fixation des modules photovoltaïques

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Figure 3 – Vue d'ensemble du procédé avec les entraxes maximaux entre éléments et renvoi aux tableaux du présent Dossier

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Figure 4 – Coupes sur le procédé avec les entraxes maximaux entre éléments et renvoi aux tableaux du présent Dossier

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Figure 5 – Modules photovoltaïques A-xxxM ou A-yyyP

Figure 6 – Schéma du cadre des modules photovoltaïques

Figure 7 – Profil des bacs de sous-face et des bacs de complément

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Figure 8 – Schéma des rehausses inférieures

Figure 9 – Illustration des tolérances dimensionnelles entre la rehausse inférieure et la hauteur de nervure du bac de sous-face

Figure 10 – Schémas de la rehausse supérieure

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Rehausse de blocage basse

Rehausse de blocage intermédiaire

Figure 11 – Schémas des rehausses de blocage

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Figure 12 – Schéma des profilés oméga constituant l'ossature primaire

Figure 13 – Schéma des attaches-rails

Figure 14 – Schéma des rails OS de l'ossature secondaire

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Figure 15 – Schéma des profilés de l'ossature support pour bac de complément

Figure 16 – Schémas des serreurs intermédiaire et d'extrémité

Bavette d'étanchéité latérale pour plaques nervurées (BEL bac acier) Bavette d'étanchéité latérale pour plaques de fibres-ciment (BEL fibro)

Figure 17 – Schémas des bavettes d'étanchéité latérales pour raccord aux éléments de couverture

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Support des bavettes d'étanchéité latérale (SBEL) Bavette d'étanchéité latérale (BEL)

Habillage des bavettes d'étanchéité latérale (HBEL)

Figure 18 – Schémas de la bavette d'étanchéité latérale et de ses accessoires

Closoir inférieur Cl1 Closoir inférieur Cl2

Figure 19 – Schémas des closoirs inférieurs

Bavette d'étanchéité supérieure (BES) Habillage HBES

Figure 20 – Schémas de l'abergement supérieur et de son habillage

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Figure 21 – Caractéristiques dimensionnelles des champs photovoltaïques

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Figure 22 – Schéma de principe de la mise à la terre du procédé

Figure 23 – Illustration de la fixation des bacs de sous-face à l'aide des rehausses inférieures ou des cavaliers

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Figure 24 – Illustration de l'utilisation des rehausses supérieures et des rehausses de blocage basses

Figure 25 – Fixation de l'oméga sur la rehausse de blocage

Figure 26 – Illustration de l'utilisation des rehausses de blocage intermédiaires

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Figure 27 – Illustration du traitement des parties latérales du champ photovoltaïque

Figure 28 – Mise en place des bavettes d'étanchéité supérieure dans le cas d'un bâtiment mono-pente (avec HBES) et des bavettes d'étanchéité latérales avec HBEL dans le cas de bâtiment sans bardage

Figure 29 – Mise en place des bavettes d'étanchéité latérales avec HBEL dans le cas de bâtiment sans bardage

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Figure 30 – Fixation de l'oméga sur la rehausse supérieure en partie courante

Figure 31 – Recouvrement des omégas

Figure 32 – Blocage de la colonne d'omégas en milieu de versant à l'aide des rehausses de blocage intermédiaire

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Figure 33 – Mise en place de l'ossature secondaire à l'aide des attache-rails

Figure 34 – Principe de répétition pour le calepinage des rails de l'ossature secondaire

Figure 35 – Mise en place éventuelle des chevêtres dans le cas de modules en mode "paysage"

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Figure 36 – Mise en œuvre des "Chevêtres Joint Dilatation" au droit d'une rehausse de blocage intermédiaire

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Figure 37 – Mise en œuvre des closoirs inférieurs

Figure 38 – Mise en place des modules en mode portrait avec les serreurs intermédiaires ou d'extrémité

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Figure 39 – Mise en place des modules en mode paysage avec les serreurs intermédiaires ou d'extrémité

Figure 40 – Mise en œuvre des bacs de complément

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Figure 41 – Mise en œuvre des bavettes d'étanchéité latérales avec ses supports SBEL dans le cas d'un bâtiment avec bardage