Combiner photovoltaïque et borne de recharge sur le schéma unifilaire

Sur le schéma unifilaire, l’installation photovoltaïque et la borne de recharge forment deux branches distinctes du même tableau. L’onduleur injecte côté AC ; une borne classique consomme via son propre circuit terminal. Un gestionnaire d’énergie mesure et pilote les deux, sans les mettre en série. C’est ainsi que vous les dessinez : deux départs, des directions d’énergie claires, des protections au bon endroit et la gestion de charge représentée comme une commande.

Un bon schéma commun montre les sources, les directions possibles, les limites de protection et les points de mesure. Ce que seuls le fabricant, le gestionnaire de réseau ou le dimensionnement réel peuvent confirmer, vous le documentez d’abord par une pièce justificative, puis vous l’inscrivez.

Poursuivre la mission : ajouter EV1 à DB1

Dans la mission fictive commune du guide PV, S1 et S2 restent reliées à DB1 via INV1. EV1 est un nouveau point de recharge unidirectionnel au stationnement. Tracez sa branche jusqu’au raccordement réel dans DB1 ; EV1 n’est pas en série avec INV1. Les noms illustrent le cas, sans imposer une désignation.

Le plan de position PV localise les mêmes repères. Le guide de planification vous permet d’examiner les connexions saisies dans le modèle. Le courant admissible des conducteurs et appareils se prouve par le dimensionnement et la fiche technique, pas par une valeur affichée par la gestion de charge.

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 dédié, protection contre les surintensités, dispositif différentiel, câble, point de connexion et éventuelle gestion de charge.

Si le fabricant impose une autre architecture autorisée, par exemple une borne bidirectionnelle ou un appareil hybride intégré, vous dessinez exactement celle-là. Les références de modèle et de version vont alors au dossier.

Architecture AC courante

Une installation conventionnelle se lit 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 d’énergie possible ; la protection reste indiquée à l’appareil. Une borne unidirectionnelle demeure un récepteur, même si son logiciel propose la « recharge au surplus solaire ». Ne la dessinez pas comme une source.

Détailler la branche photovoltaïque

Pour les installations photovoltaïques domestiques à basse tension jusqu’à 10 kVA, le chapitre 7.112 du RGIE Livre 1 V06 complète les règles générales par des mesures spécifiques : repérage des conducteurs en courant continu et des conducteurs actifs en courant alternatif, panneaux d’avertissement (« Ne pas déconnecter en charge », « Installation électrique toujours sous tension ») et mise à la terre des cadres métalliques des modules, sauf interdiction du fabricant (section 7.112.2). Le schéma et le dossier permettent 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 prévus ;
• point de raccordement précis au tableau ;
• avertissements et identifications de l’installation réalisée.

Le guide panneaux photovoltaïques sur le schéma développe cette branche. Inscrivez les données concrètes du fabricant plutôt qu’une case générique « protection PV ».

Prévoir un circuit dédié pour la borne

Le RGIE 7.22.3 impose un circuit dédié pour chaque point de connexion d’une borne de charge ; raccorder une borne à l’installation fixe au moyen d’une prise de courant est interdit. En protection active avec coupure automatique, le point 7.22.4.1 b exige que chaque circuit dédié en courant alternatif soit protégé individuellement par un différentiel de 30 mA au maximum. La protection doit en outre rester efficace en cas de défaut d’isolement avec composante continue perturbatrice : soit par un différentiel conçu à cet effet, soit par un différentiel coordonné avec un dispositif de détection de courant de défaut continu qui met la borne hors service. Selon 7.22.4.2, chaque circuit dédié dispose aussi de sa propre protection contre les surintensités. Ces dispositifs peuvent se trouver dans le tableau, dans la borne ou dans une combinaison des deux.

Indiquez donc au minimum :

• repère du circuit et phases utilisées ;
• protection contre les surintensités, nombre de pôles et courant assigné ;
• différentiel avec type, sensibilité 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.

Si la borne est installée à ciel ouvert, le point 7.22.5.1 exige pour le matériel un degré de protection d’au moins IP44. La combinaison acceptable découle à la fois du RGIE, des normes produit et de la notice de l’appareil. Le guide type A ou type B vous donne le contexte ; la validation du modèle concret vient de sa documentation.

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 une autorisation électrique ;
• liaison de données uniquement dans la mesure utile à la compréhension.

Une ligne pointillée distingue la communication des conducteurs de puissance ; définissez-la dans la légende. « 100 % solaire » n’a pas sa place sur le schéma : production, consommation du bâtiment, demande du véhicule et stratégie varient en permanence.

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 pilote le fonctionnement ; le dimensionnement des conducteurs et la protection contre les surintensités se justifient séparément.

La coordination entre section et disjoncteur s’établit donc complètement et séparément pour la branche PV et pour la branche 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 pour toutes 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 le calcul lui-même.

Identifier clairement la recharge bidirectionnelle

Si la borne peut réinjecter l’énergie du véhicule dans l’installation ou le réseau, elle n’est plus seulement réceptrice. Le RGIE 7.22.5.4 impose alors de répondre aux prescriptions des unités de production décentralisées – protection contre les chocs électriques, protection contre les surintensités et coupure de sécurité – et d’apposer l’avertissement « Attention : réinjection possible de l’énergie électrique dans l’installation » sur la borne et sur les tableaux qui l’alimentent. 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 exactement selon le concept approuvé. Le schéma d’une wallbox classique ne convient pas pour le Vehicle-to-Home ou le Vehicle-to-Grid.

Plan de position et dossier

Localisez modules, onduleur, sectionneurs pertinents, tableaux, mesure fixe, borne et place de stationnement associée. Reprenez les repères de circuits de l’unifilaire. Fiches techniques, déclarations, paramètres et modifications vont au dossier de l’installation.

Votre 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 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. La manière d’intégrer une batterie domestique comme source dans l’installation est décrite dans Batterie domestique et RGIE.

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, les départs et les étiquettes. Une limite logicielle s’accompagne toujours de la version d’appareil et des paramètres conservés. Une batterie ou un véhicule bidirectionnel n’est pas une fonction invisible de l’application : dès qu’une autre source peut alimenter l’installation fixe, source, sectionnement, protection et avertissements figurent dans la documentation technique. 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 s’ajoute. 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 la protection contre les surintensités et le différentiel réellement présents. Le RGIE 7.22.4.2 admet, pour plusieurs points de connexion non utilisés simultanément, une protection commune contre les surintensités, à condition qu’elle offre la protection requise pour chaque point – par exemple lorsque son courant assigné ne dépasse pas le plus faible courant assigné des points de connexion. Cette dérogation vise uniquement les surintensités ; elle ne couvre ni différentiels ni canalisations partagés.

Mettez ensuite à jour puissance de raccordement, affectation des phases et gestion de charge. Les points peuvent partager dynamiquement la puissance disponible, mais le dessin identifie toujours chacun d’eux, sa subdivision électrique réelle et la charge maximale autorisée. Les capteurs de courant correspondent aux bons conducteurs et au bon sens. Le câblage as-built se prouve par le relevé et la documentation de l’appareil, pas par une interface logicielle montrant deux places.

Réexaminez aussi la branche PV. Si seule la consommation évolue, modules et onduleur restent 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 sa propre logique de protection, de sectionnement et de documentation.

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. Un type de différentiel ou une détection DC n’est indiqué comme installé qu’une fois l’appareil et son montage vérifiés.

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 s’expliquent par la conception et le système fabricant. L’unifilaire ne reproduit pas chaque décision logicielle, mais il montre chaque composant électrique pertinent et chaque direction possible d’une source.

Distinguer homologation produit et procédure réseau

Documentation RGIE, homologation Synergrid et procédure du gestionnaire de réseau de distribution 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. Que faire si l’appareil ne figure pas sur la liste, vous le lisez dans Liste Synergrid C10/26.

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 un contrôle ou une autorisation se rapportait.

Au tableau, étiquetez les départs PV et recharge avec les mêmes repères que sur le plan. En cas de réinjection possible, les avertissements requis sont apposés aux endroits réellement concernés ; une mention dans l’application ne suffit pas. Avant la remise, comparez étiquette, repère de circuit, type d’appareil et direction d’énergie avec la version finale du schéma.

Réaliser les documents dans PlanElec

Dans PlanElec, vous saisissez les branches PV et recharge dans un seul modèle de projet : chaînes par MPPT, onduleur, point de sectionnement AC et protection de source d’un côté, borne sur circuit dédié de l’autre. Schéma unifilaire et plan de position naissent des mêmes données et s’exportent en PDF. L’autocontrôle RGIE signale notamment une borne sans circuit dédié, sans différentiel de 30 mA ou sans protection adaptée contre les courants de défaut continus, ainsi que les chaînes non affectées. Les rôles sont clairs : l’autocontrôle vous montre les constats dans les règles prises en charge ; coordination des protections et accord réseau relèvent de l’étude et du gestionnaire de réseau, et le contrôle officiel revient à l’organisme agréé.

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 5 octobre 2026. Vérifiez avant exécution les conditions de raccordement actuelles auprès du gestionnaire de réseau et les versions constructeur.