Combiner photovoltaïque et borne de recharge sur le schéma unifilaire

Une application énergétique peut montrer le soleil qui charge directement la voiture. Sur le schéma électrique, l’installation photovoltaïque et la borne constituent généralement deux branches distinctes du même réseau de distribution interne. L’onduleur injecte côté AC ; une borne classique consomme via son circuit terminal séparé. Un gestionnaire d’énergie mesure et pilote les deux, sans les transformer en série électrique.

Le schéma commun doit montrer les sources, les directions possibles, les limites de protection et les points de mesure. Il ne doit pas promettre un niveau d’autoconsommation, une puissance disponible ou une acceptation du gestionnaire de réseau qui dépend du projet réel.

Inventorier trois sous-ensembles

Séparez d’abord :

1. Réseau et distribution principale : raccordement, compteur, protection générale, terre et tableaux concernés.
2. Production PV : modules ou chaînes, partie DC, onduleur, protection AC et point d’injection.
3. Recharge : circuit séparé, protections contre surintensités et courants de défaut, câble, point de connexion et éventuelle gestion de charge.

Un appareil hybride ou une borne bidirectionnelle peut imposer une autre architecture. Ne la représentez que d’après le concept autorisé du fabricant, avec les références de modèle et de version conservées au dossier.

Architecture AC courante

Une installation conventionnelle peut se lire ainsi :

Réseau ↔ compteur ↔ tableau principal
                    ├─ branche PV AC ↔ protection ↔ onduleur ↔ partie PV DC
                    └─ branche recharge → protection → câble → borne → véhicule
                                        └─ mesure/gestion de charge, si présente

La double flèche indique une direction énergétique possible, pas une fonction de protection. Une borne unidirectionnelle demeure un récepteur même si son logiciel propose la « recharge au surplus solaire ».

Détailler la branche photovoltaïque

Le chapitre 7.112 du RGIE Livre 1 V06 ajoute des prescriptions pour les installations photovoltaïques domestiques à basse tension jusqu’à 10 kVA. Le schéma et le dossier doivent permettre d’identifier :

• générateur PV et organisation utile des chaînes ou modules ;
• canalisations DC, polarité et section ;
• sectionnement et protections DC installés ou intégrés ;
• modèle exact d’onduleur et puissance AC maximale ;
• canalisation AC, protection contre les surintensités, différentiel et autres dispositifs conçus ;
• point de raccordement précis au tableau ;
• avertissements et identifications de l’installation réalisée.

Le guide panneaux photovoltaïques sur le schéma développe cette branche. Une case générique « protection PV » ne décrit pas les fonctions réellement présentes.

Conserver un circuit distinct pour la borne

Le chapitre 7.22 prévoit un circuit séparé pour chaque point de connexion d’une installation de recharge conductive fixe. Chaque circuit AC séparé est protégé individuellement par un différentiel de maximum 30 mA. La protection doit rester efficace en présence de composantes continues perturbatrices, soit par un différentiel approprié, soit par sa coordination avec une détection de courant de défaut continu. Une protection contre les surintensités est également prévue pour chaque circuit.

Indiquez donc :

• repère du circuit et phases utilisées ;
• protection contre les surintensités, nombre de pôles et courant assigné ;
• type de différentiel et éventuelle détection DC coordonnée ;
• type de câble, nombre de conducteurs et section ;
• borne et nombre de points de connexion ;
• puissance nominale ou courant maximal de recharge ;
• équipements fixes de commande, mesure ou coupure.

La combinaison acceptable dépend du RGIE, des normes produit et de la notice exacte. Le guide type A ou type B fournit le contexte mais ne valide pas un modèle particulier.

Montrer la gestion d’énergie à sa juste place

La recharge au surplus PV ou la limitation du prélèvement nécessite une mesure et une régulation. Le système peut comporter compteur d’énergie, transformateurs de courant, contrôleur, communication et borne pilotable. Placez les éléments électriques fixes là où ils sont réellement raccordés :

• point de mesure au raccordement ou au tableau concerné ;
• capteurs de courant avec phases et sens corrects ;
• alimentation du contrôleur ;
• contacteur ou contact de commande s’il réalise une coupure ou autorisation électrique ;
• liaison de données uniquement dans la mesure utile à la compréhension.

Une ligne pointillée peut distinguer la communication des conducteurs de puissance si la légende l’explique. Évitez « 100 % solaire » : production, consommation du bâtiment, demande du véhicule et stratégie varient.

Phases et bilan de puissance

Représentez l’affectation réelle des phases. Un onduleur monophasé et une borne triphasée ne deviennent pas une même branche parce qu’un compteur effectue un bilan. Une limite configurée dans le logiciel ne remplace ni le dimensionnement des conducteurs ni la protection contre les surintensités.

La coordination entre section et disjoncteur reste donc à établir complètement et séparément pour les branches PV et recharge.

L’étude vérifie notamment :

• puissance de raccordement et charges admissibles par phase ;
• production et consommation simultanées ;
• courant dans les jeux de barres et appareils amont selon les directions possibles ;
• court-circuit, sélectivité et chute de tension ;
• plages de mesure et limites constructeur de la régulation.

Le schéma consigne le résultat retenu, pas l’ensemble du calcul.

Identifier clairement la recharge bidirectionnelle

Si la borne peut renvoyer l’énergie du véhicule vers l’installation ou le réseau, elle n’est plus seulement réceptrice. Le point 7.22.5.4 renvoie alors aux règles des unités de production décentralisée et prévoit des avertissements aux bornes et tableaux concernés. Synergrid précise qu’une infrastructure bidirectionnelle, ou techniquement capable de l’être, relève de C10/11 et de l’homologation C10/26 ; une borne strictement unidirectionnelle n’en relève pas.

Représentez directions, sectionnement et protections selon le concept approuvé. Un schéma de wallbox classique ne doit pas être réutilisé pour Vehicle-to-Home ou Vehicle-to-Grid.

Plan de situation et dossier

Localisez modules, onduleur, sectionneurs pertinents, tableaux, mesure fixe, borne et place de stationnement associée. Répétez les repères de circuits de l’unifilaire. Conservez fiches techniques, déclarations, paramètres et modifications dans le dossier de l’installation.

La revue finale vérifie :

• concordance du schéma, des étiquettes et de l’as-built ;
• continuité lisible des deux branches jusqu’au point commun ;
• directions d’énergie correctes ;
• protections placées du bon côté sans doublons fictifs ;
• gestion de charge représentée comme commande, jamais comme substitut à une protection ;
• fonction uni- ou bidirectionnelle clairement identifiée.

Répercuter les évolutions ultérieures

Ces systèmes évoluent souvent après la réception : nouvel onduleur, modules supplémentaires, second point de recharge, batterie ou nouvelle mesure. Ne changez pas seulement le nom d’un appareil ; retracez chaque branche jusqu’au tableau commun.

Consignez la source ou le point ajouté, la nouvelle valeur AC et les directions possibles, les protections révisées, la position et les phases des capteurs, les canalisations et les étiquettes. Une limite logicielle reste liée à une version d’appareil et à des paramètres conservés. Une batterie ou un véhicule bidirectionnel n’est pas une fonction invisible de l’application : source, sectionnement, protection et avertissements doivent rester traçables. Archivez l’ancien plan et identifiez clairement la révision en vigueur.

Exemple : ajouter un second point de recharge à une installation PV

Un bâtiment possède déjà un onduleur PV et une borne unidirectionnelle ; un second point de connexion est ajouté. Ne copiez pas simplement le premier symbole. Déterminez s'il s'agit d'un autre appareil, d'une station à deux points ou d'une architecture différente, puis localisez les protections contre les surintensités et les courants différentiels réellement présentes. Le chapitre 7.22 prévoit une possibilité étroite de protection commune contre les surintensités pour plusieurs points non utilisés simultanément si chaque point reste correctement protégé. Ce n'est pas une autorisation générale de partager circuits ou DDR.

Mettez ensuite à jour puissance de raccordement, affectation des phases et gestion de charge. Les points peuvent partager dynamiquement une limite, mais le dessin doit encore identifier chacun, sa subdivision électrique réelle et la charge maximale autorisée. Les capteurs de courant correspondent aux bons conducteurs et au bon sens. Une interface logicielle montrant deux places ne prouve ni le câblage as-built ni les protections intégrées.

Réexaminez aussi la branche PV. Si seule la consommation évolue, modules et onduleur restent peut-être identiques, mais le tableau commun et les directions de courant peuvent demander une nouvelle étude. L'ajout simultané d'un onduleur hybride ou d'une batterie introduit une autre source ou un autre mode, avec logique de protection, sectionnement et documentation propre.

Constituer les preuves de mise en service

Associez chaque frontière importante du schéma à une preuve : plaque ou fiche pour les puissances, architecture fabricant pour les protections intégrées, relevés d'essai pour l'installation exécutée et export de configuration pour les limites pertinentes. Marquez les hypothèses comme ouvertes. N'indiquez un type de DDR ou une détection DC comme installé qu'après vérification de l'appareil et de son montage.

Lors de la revue finale, parcourez plusieurs états d'énergie :

1. recharge nocturne sans production PV ;
2. production PV avec faible consommation du bâtiment ;
3. PV et véhicule face à une limite dynamique d'importation ;
4. perte de mesure ou de communication du gestionnaire de charge ;
5. pour un appareil bidirectionnel, retour d'énergie du véhicule.

Pour chaque état, chemin, limite, protection et comportement de repli doivent s'expliquer par la conception et le système fabricant. L'unifilaire ne reproduit pas chaque décision logicielle, mais ne cache ni composant électrique pertinent ni direction possible d'une source.

Distinguer homologation produit et procédure réseau

Documentation RGIE, homologation Synergrid et procédure du gestionnaire de réseau répondent à des questions différentes. Une protection correctement étudiée ne prouve pas l'inscription C10/26 ; un produit homologué ne prouve pas son installation correcte dans ce bâtiment. Synergrid précise actuellement qu'une borne strictement unidirectionnelle ne requiert pas l'homologation C10/26 au titre de C10/11 éd.2.4 ; d'autres conditions techniques ou réseau peuvent subsister.

Conservez modèle, firmware, capacité uni- ou bidirectionnelle, échanges avec le gestionnaire et réglages réels avec l'indice du plan. Le dossier montre ainsi l'état technique auquel contrôle ou autorisation se rapportait.

Réaliser les documents dans PlanElec

Dans PlanElec, vous pouvez saisir les branches PV et recharge, les rapprocher du plan de situation et exporter les deux documents en PDF. L’auto-contrôle indicatif peut signaler certaines données prises en charge. Il ne calcule pas toute la coordination des protections, ne donne pas l’accord du gestionnaire de réseau, ne certifie pas la conformité RGIE et ne produit pas de rapport officiel.

Sources officielles

• RGIE Livre 1 publié par le SPF Économie : chapitres 7.22 et 7.112, parties 3 et 9, version V06 examinée.
• Synergrid : homologation des unités de production décentralisée : C10/11 éd.2.4, C10/26 et distinction de la recharge bidirectionnelle.

Revue de fond au 29 août 2026. Les conditions de raccordement et versions constructeur doivent être revérifiées avant exécution.