Guide installation photovoltaïque — chapitre 7/16

Dimensionnement électrique : onduleur, strings et câbles

Une fois le nombre de modules arrêté à partir de la toiture et de la consommation (chapitre 6), le dimensionnement électrique vérifie que le champ photovoltaïque, l'onduleur et le câblage forment un ensemble cohérent : puissances accordées (la règle des 80 %), tensions de string dans la plage de fonctionnement quelles que soient les températures belges, courants admissibles respectés et pertes en ligne maîtrisées. Méthode complète, avec un exemple chiffré de bout en bout. Rédigé par Atlas Contrôle, organisme agréé BELAC ISO 17020 n° 663-INSP.

Bon à savoir : un string trop long qui dépasse la tension d'entrée maximale de l'onduleur par un matin froid peut détruire l'appareil ; un string trop court décroche en été. Ces vérifications font partie des points que nous examinons lors de la réception RGIE de votre installation.

La puissance de l'onduleur : la règle belge des 80 %

L'onduleur transforme le courant continu en courant alternatif, synchronise son alternance avec celle du réseau, recherche en permanence le point de puissance maximale (Mpp) du champ et se déconnecte automatiquement en cas de perte du réseau AC (protection anti-îlotage). Pour le choix de sa puissance, la règle de dimensionnement belge que nous appliquons est la suivante :

Pac max de l'onduleur ≈ 80 % de la puissance crête (Pc) totale des modules installés.

Autrement dit, pour des modules orientés au sud et inclinés à 35°, on vise une puissance AC maximale (en VA) égale à 80 % des watts-crête installés. En Belgique, le champ n'atteint pratiquement jamais sa puissance STC : éclairement réel, température des cellules et orientation réduisent la puissance délivrée (voir le chapitre 1 sur le rendement en Belgique). Un onduleur légèrement « sous-dimensionné » travaille donc plus souvent près de sa puissance assignée, là où son rendement est le meilleur, sans écrêtage significatif.

L'exemple complet ci-dessous illustre bien la règle : 3 915 Wc associés à un onduleur de 3 300 VA apparents (3 000 W nominal AC), soit un rapport d'environ 84 %. Attention en revanche à l'exemple didactique repris plus bas : ses 9 modules de 200 Wc (1 800 Wc) sont associés à un onduleur de 1 850 W, soit un rapport proche de 100 % — cet exemple sert à dérouler la méthode de compatibilité string/onduleur, pas à illustrer la règle des 80 %. Un dimensionnement à 100 % n'est pas interdit, mais il ne correspond pas à l'optimum belge recommandé.

Le cadre réglementaire : pour toute réinjection sur le réseau, le gestionnaire de réseau impose la prescription Synergrid C10/11 (l'onduleur doit y être conforme, comme aux normes de sécurité EN/IEC 62109), et le RGIE s'applique à toute installation ou extension. On reste ici sous 10 kVA — de l'ordre de 5 kVA par phase en monophasé, 10 kVA en triphasé, seuils issus des prescriptions Synergrid. Vérifiez toujours la version en vigueur des prescriptions Synergrid, qui évoluent.

Lire la fiche technique de l'onduleur : les grandeurs d'entrée

Toute la compatibilité string/onduleur se joue sur quelques grandeurs de la fiche technique, côté entrée DC :

Grandeur	Signification	Ex. SMA Sunny Boy 3000TL	Ex. Huawei SUN2000-3KTL-M1
Tension d'entrée maximale	À ne jamais dépasser, même à froid	750 V	1 100 V
Plage de tension MPP	Fenêtre où le tracker régule le Mpp	175 – 500 V	140 – 980 V
Tension de démarrage / minimale	En dessous, l'onduleur décroche	150 V / 125 V	200 V (démarrage)
Courant d'entrée max par MPPT	Limite le courant du (des) string(s)	15 A par entrée	13,5 A
Courant de court-circuit max par MPPT	À comparer à l'Isc du string	—	19,5 A
Nombre de trackers MPP	Strings indépendants possibles	2	2

L'onduleur ne fonctionne que dans une fenêtre de tension DC : c'est le phénomène d'accrochage/décrochage. Si la tension du string sort de la plage MPP par le bas (string trop court, modules très chauds), l'onduleur décroche ou fonctionne en mode dégradé ; si la tension à vide dépasse la tension d'entrée maximale (string trop long, matin froid d'hiver), on risque la destruction de l'onduleur. Le choix dépend donc aussi du type de réseau (monophasé/triphasé, conformité C10/11, C10/26, VDE 0126), du type et du nombre de modules, et de l'emplacement prévu.

Côté architecture, on distingue le mono string (un tracker Mpp), le multistring (plusieurs entrées Mpp indépendantes — indispensable pour deux pans d'orientation différente), les micro-onduleurs (conversion DC/AC à chaque module) et les optimiseurs (conversion DC/DC par module + onduleur string) — présentés au chapitre 3. Le raisonnement de ce chapitre vise les architectures string et multistring.

Composer les strings : les tensions extrêmes à −10 °C et +70 °C

Le coefficient de température, à convertir en V/°C

La tension d'un module augmente quand il fait froid et diminue quand la cellule chauffe. Les fiches techniques donnent les valeurs à 25 °C (STC) et un coefficient de température de la tension à vide (TC Voc), toujours négatif, exprimé selon les fabricants en mV/°C, en V/K ou en % de Voc par K. Premier réflexe, sur lequel nous insistons : convertir ce coefficient en V/°C avant tout calcul.

En Belgique, on dimensionne avec deux températures de cellule extrêmes : −10 °C (cellule froide, tension maximale, écart de −35 K par rapport au STC) et +70 °C (plein été, tension minimale, écart de +45 K). La formule générale est :

U(t°) = U₂₅ + (coefficient de température de Uoc × Δt°)

Exemple didactique (module de 200 Wc : Uoc = 36,6 V ; Umpp = 27,8 V ; TC Voc = −0,32 %/K soit −0,117 V/°C) :

Uoc à −10 °C = 36,6 + (−0,117 × (−35)) = 40,7 V
Umpp à −10 °C = 27,8 + (−0,117 × (−35)) = 31,9 V
Umpp à +70 °C = 27,8 + (−0,117 × 45) = 22,5 V

Nombre de modules par string : trois vérifications de tension, une de courant

Les tensions des modules d'un string s'additionnent (montage série), le courant reste celui d'un module. On vérifie donc, pour n modules en série :

n × Uoc(−10 °C) < tension d'entrée maximale de l'onduleur — critère de sécurité, donne le nombre maximal de modules ;
n × Umpp(−10 °C) < limite haute de la plage MPP — pour rester dans la fenêtre de régulation à froid ;
n × Umpp(+70 °C) > limite basse de la plage MPP (ou tension de démarrage) — donne le nombre minimal de modules pour que l'onduleur reste accroché en été ;
Impp du string < courant d'entrée maximal par MPPT (et Isc du string inférieur au courant de court-circuit admissible de l'entrée). Avec plusieurs strings en parallèle sur une même entrée, les courants s'additionnent.

Sur ce même exemple didactique (onduleur 1 850 W : Uoc max 500 V, plage MPP 139 – 400 V, courant d'entrée max 12 A) :

maximum : 500 / 40,7 = 12,3 → 12 modules ; et 400 / 31,9 = 12,5 → 12 modules ;
minimum : 139 / 22,5 = 6,2 → 7 modules ;
le string de 9 modules convient : Uoc à −10 °C = 9 × 40,7 = 366,3 V < 500 V ; Umpp à −10 °C = 287,1 V < 400 V ; Umpp à +70 °C = 202,8 V > 139 V ; courant 7,19 A < 12 A. Compatibilité vérifiée sur toute la plage de température.

Exemple complet : 9 × Jinko 435 Wc sur un Huawei SUN2000-3KTL-M1 hybride

Une étude de cas résidentielle de 3,915 kWc dans le Hainaut applique exactement cette démarche avec du matériel actuel : 9 modules Jinko Tiger Neo 435 W half-cut full black sur un onduleur hybride triphasé Huawei SUN2000-3KTL-M1 (conforme C10/11, interface batterie Plug & Play). Données de départ :

Onduleur SUN2000-3KTL-M1	Module Jinko 435 W
Tension d'entrée max = 1 100 V (750 V retenus dans l'étude)	Uoc = 39,36 V
Tension de démarrage = 200 V	Umpp = 32,78 V
Plage MPP = 140 – 980 V	TC Voc = −0,25 %/°C
Courant max par MPPT = 13,5 A	Impp = 13,27 A
Courant de court-circuit max = 19,5 A	Isc = 13,72 A

Déroulé du calcul :

Conversion du coefficient : −0,25 × 39,36 / 100 = −0,0984 V/°C.
Tensions extrêmes du module : Uoc(−10 °C) = 39,36 + (−35 × (−0,0984)) = 42,8 V ; Umpp(−10 °C) = 36,22 V ; Umpp(+70 °C) = 32,78 + (45 × (−0,0984)) = 28,35 V.
Nombre maximal de panneaux par string : 750 / 42,8 = 17,52 → 17 panneaux.
Nombre minimal : 200 / 28,35 = 7,05 → 7 panneaux (arrondi vers le haut : en dessous, l'onduleur ne démarre pas de façon fiable par forte chaleur).
Courant : 13,27 A × 1 string = 13,27 A < 13,5 A → OK (l'Isc de 13,72 A reste très en dessous des 19,5 A admissibles).

Le string unique de 9 panneaux se situe confortablement entre 7 et 17 modules : la configuration est validée. Notez que les modules récents à demi-cellules (voir le chapitre 2 sur les technologies) débitent des courants élevés, au-delà de 13 A : la vérification du courant par entrée MPPT, autrefois formelle, devient un point d'attention réel.

Les câbles : côté DC et côté AC

Côté DC, on utilise exclusivement du câble solaire conforme EN 50618 (type H1Z2Z2-K, anciennement PV1-F — par exemple l'Eupen EUCASOLAR) : cuivre étamé souple classe 5, double isolation sans halogènes autorisant l'emploi en classe II, tension assignée DC 1,5/1,5 kV, résistance aux UV et aux intempéries, durée de vie estimée supérieure à 25 ans. Les connexions se font par connecteurs dédiés (MC3, MC4, Tyco, SUNCLIX) — jamais de panachage de marques sur une même paire.

Le fabricant fournit directement la résistance linéique du conducteur, ce qui simplifie les calculs de pertes :

Section (mm²)	Résistance à 20 °C (Ω/km)	Courant admissible (1 câble à l'air libre)
4	5,09	55 A
6	3,39	70 A
10	1,95	98 A
16	1,24	132 A

En pratique résidentielle, le 4 mm² couvre largement les courants de string (13 – 14 A max) ; c'est la section de l'étude de cas. Appliquez les facteurs de correction en température (0,92 à 70 °C, 0,84 à 80 °C) et de groupement (HD 60364-5-52) pour les poses défavorables en toiture. Côté AC, on retrouve les câbles d'installation classiques (XVB/XGB — voir notre guide des types de câbles), dont la section se calcule à partir des critères de pertes et de chute de tension ci-dessous, puis s'arrondit à la section normalisée supérieure. À défaut de résistance linéique tabulée : R = ρ × L / S, avec ρ(cuivre) ≈ 0,0169 Ω·mm²/m, L en mètres et S en mm². La mise en œuvre pratique du câblage est détaillée au chapitre 11.

Le calcul des pertes en ligne : objectif 2 % au total (DC + AC)

La règle de l'art que nous appliquons est la suivante : la somme des pertes en ligne côté DC et côté AC est limitée à 2 % de la puissance crête installée. La méthode consiste à calculer d'abord les pertes DC (longueurs imposées par l'implantation), puis à en déduire le budget de pertes restant pour l'AC, dont on tire la section minimale.

Pertes côté DC

P_DC = R_t × I_mpp², avec R_t = R_L × L_t (résistance linéique × longueur totale de la boucle DC). N'oubliez pas d'inclure les câbles solidaires des modules (dans l'étude de cas : 9 × 0,6 m = 5,4 m). Exemple (string de 43 m en 4 mm², I_mpp = 13,27 A) :

R_t = 5,09 × (43 + 5,4) / 1000 = 0,246 Ω
P_DC = 0,246 × 13,27² = 43,4 W

Pertes côté AC et section minimale

Budget total : P_t = 2 % × 3 915 Wc = 78,3 W → pertes AC admissibles = 78,3 − 43,4 = 34,9 W. Les formules de pertes AC sont : P = 2 × R_L × I² en monophasé (aller-retour) et P = 3 × R_L × I² en triphasé, avec I le courant de ligne AC maximal et R_L la résistance d'un seul conducteur. On inverse la formule pour obtenir la résistance maximale admissible, puis la section : S = ρ × L / R_L.

Dans l'étude de cas (triphasé, I_AC = 5,1 A, 7 m de liaison AC) : R_t = 34,9 / (3 × 5,1²) = 0,45 Ω → S mini = 0,0169 × 7 / 0,45 = 0,26 mm² : critère très peu contraignant, le courant triphasé étant faible ; c'est le 2,5 mm² standard qui sera posé. Dans l'exemple didactique monophasé (I_AC = 8,6 A, 22 m d'AC), le même calcul donne S = 0,0169 × 22 / 0,118 = 3,15 mm² → 4 mm² normalisé : en monophasé, le critère des 2 % dimensionne réellement la section.

La chute de tension côté AC : objectif 1 %

Deuxième critère, distinct des pertes en puissance : la chute de tension entre l'onduleur et le point de réinjection ne doit pas dépasser 1 % de la tension nominale — soit 2,3 V sous 230 V en monophasé, 4 V entre phases sous 400 V en triphasé. C'est important vis-à-vis du gestionnaire de réseau : une chute de tension excessive dans la liaison élève la tension aux bornes de l'onduleur lorsqu'il injecte, et favorise les déconnexions pour surtension réseau — une des erreurs de conception classiques que nous rencontrons sur le terrain.

En toute rigueur u = Z_t × I_AC, mais pour les sections inférieures à 50 mm², la réactance est négligeable et on utilise :

u = 2 × R_L × I_AC en monophasé — à comparer à 1 % de 230 V (2,3 V) ;
u = √3 × R_L × I_AC (courant de ligne) en triphasé — c'est une chute de tension entre phases, à comparer à 1 % de 400 V (4 V).

Convention retenue dans tout ce guide : chaque chute est rapportée à sa tension de référence propre (230 V en monophasé, 400 V entre phases en triphasé). Notez qu'une convention plus sévère consiste à rapporter la valeur triphasée √3 · R_L · I à 230 V : ce mélange de références composée/simple durcit le critère (le 1 % affiché correspond en réalité à ≈ 0,58 % de 400 V) — l'écart est donc dans le sens conservateur, mais nous privilégions ici la comparaison homogène.

Vérifications sur les deux exemples :

Exemple didactique monophasé (4 mm², 22 m, 8,6 A) : R = 0,0169 × 22 / 4 = 0,093 Ω → u = 2 × 0,093 × 8,6 = 1,6 V soit 0,70 % < 1 % → OK. On retient la plus grande des deux sections issues des critères « pertes » et « chute de tension » — ici le critère des 2 % était le plus contraignant.
Étude de cas (triphasé, 2,5 mm², 5 m, 5,1 A) : R_t = 0,0169 × 5 / 2,5 = 0,047 Ω → u = √3 × 0,047 × 5,1 = 0,417 V soit 0,10 % de 400 V < 1 % → OK (la même valeur rapportée à 230 V donne 0,18 % — critère respecté dans les deux conventions).

Moralité pratique : placez l'onduleur aussi près que possible du tableau et du point de comptage ; chaque mètre d'AC en monophasé coûte cher en section. Le raccordement au tableau est détaillé au chapitre 12.

Rendement européen et consommation nocturne

Le rendement européen (η_eu) est une moyenne pondérée du rendement de l'onduleur sur des niveaux de charge représentatifs du climat européen — plus réaliste que le rendement maximal affiché en tête de fiche. Il se situe entre 92 et 98 % : environ 95 – 95,5 % pour la génération SMA Sunny Boy TL, 96,7 à 98,1 % pour la gamme Huawei SUN2000 M1 (rendement max 98,6 %). Le rendement dépend essentiellement de la puissance et de la tension d'entrée DC : les courbes constructeur s'effondrent sous ~10 % de charge puis plafonnent, avec des écarts selon la tension du string — un argument de plus pour la règle des 80 % et pour des strings suffisamment longs.

L'onduleur consomme aussi la nuit pour son électronique de veille : 1 W pour les Sunny Boy TL, moins de 5,5 W pour le SUN2000-M1 — modeste mais permanent, tout comme le compteur d'énergie verte éventuel (≈ 1 W). Ces consommations entrent dans le rendement global de l'installation, qu'on peut chiffrer à titre d'ordre de grandeur : η_global = η_module × η_onduleur × pertes câbles × auxiliaires = 0,18 × 0,96 × 0,98 × 0,98 ≈ 16,5 %, soit environ 160 kWh récupérables pour 1 000 kWh d'énergie solaire incidente.

À retenir

✓Règle belge : puissance AC max de l'onduleur ≈ 80 % de la puissance crête des modules (sud, 35°).
✓Strings : convertir le coefficient de température en V/°C, puis vérifier n × Uoc(−10 °C) < U max onduleur, n × Umpp(−10 °C) sous le haut de la plage MPP, n × Umpp(+70 °C) au-dessus du bas de la plage MPP, et Impp (et Isc) du string sous les limites de l'entrée MPPT.
✓Exemple type : 9 × Jinko 435 W (Uoc 39,36 V, TC −0,25 %/°C) sur Huawei SUN2000-3KTL-M1 → entre 7 et 17 panneaux par string, 13,27 A < 13,5 A : configuration validée.
✓Câbles DC : câble solaire EN 50618 (H1Z2Z2-K), classe II, 4 mm² usuel (5,09 Ω/km) ; connecteurs assortis, jamais panachés.
✓Pertes : DC + AC ≤ 2 % de la Pc ; chute de tension AC ≤ 1 % (2,3 V sous 230 V en mono ; 4 V sous 400 V entre phases en tri) ; u = 2·R·I en mono, √3·R·I en tri, chacune rapportée à sa tension de référence ; retenir la plus grande section issue des deux critères.
✓Onduleur : rendement européen 92 – 98 %, dépendant de la puissance et de la tension DC ; consommation nocturne de 1 à 5,5 W selon les modèles.

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Questions fréquentes

Pourquoi dimensionner l'onduleur à 80 % de la puissance crête des panneaux ? ▼

En Belgique, le champ photovoltaïque n'atteint pratiquement jamais sa puissance STC : l'éclairement réel, la température des cellules et l'orientation réduisent la puissance délivrée. Un onduleur dont la puissance AC maximale vaut environ 80 % de la puissance crête des modules (orientés sud, inclinés à 35°) travaille plus souvent près de sa puissance assignée — là où son rendement est le meilleur — sans écrêtage significatif. Un dimensionnement à 100 % n'est pas interdit, mais il ne correspond pas à l'optimum belge que nous recommandons.

Comment calculer le nombre de panneaux par string ? ▼

On convertit d'abord le coefficient de température de la tension à vide en V/°C, puis on calcule les tensions du module aux deux extrêmes belges : cellule à −10 °C (tension maximale) et +70 °C (tension minimale). Le nombre maximal de modules découle de n × Uoc(−10 °C) < tension d'entrée maximale de l'onduleur ; le nombre minimal de n × Umpp(+70 °C) > limite basse de la plage MPP (ou tension de démarrage). On vérifie enfin que le courant Impp du string reste sous le courant d'entrée maximal du tracker MPPT.

Pourquoi calculer la tension Voc à −10 °C ? ▼

La tension d'un module photovoltaïque augmente quand il fait froid : le coefficient de température de la tension à vide est toujours négatif. Par un matin froid d'hiver, un string trop long peut dépasser la tension d'entrée maximale de l'onduleur — avec risque de destruction de l'appareil. En Belgique, on dimensionne donc avec une température de cellule de −10 °C (écart de −35 K par rapport aux 25 °C des conditions STC) pour le critère de tension maximale, et +70 °C pour le critère de tension minimale en plein été.

Quelle section de câble pour une installation photovoltaïque ? ▼

Côté DC, on utilise exclusivement du câble solaire conforme EN 50618 (type H1Z2Z2-K) : en résidentiel, le 4 mm² couvre largement les courants de string (13 à 14 A maximum). Côté AC, la section se calcule à partir de deux critères : la somme des pertes en ligne DC + AC limitée à 2 % de la puissance crête, et la chute de tension entre l'onduleur et le point de réinjection limitée à 1 % de la tension nominale. On retient la plus grande des deux sections, arrondie à la section normalisée supérieure — en monophasé, ces critères dimensionnent réellement le câble.

Qu'est-ce que le rendement européen d'un onduleur ? ▼

Le rendement européen (η eu) est une moyenne pondérée du rendement de l'onduleur sur des niveaux de charge représentatifs du climat européen — plus réaliste que le rendement maximal affiché en tête de fiche technique. Il se situe entre 92 et 98 % selon les générations d'appareils. Le rendement dépend essentiellement de la puissance et de la tension d'entrée DC : les courbes constructeur s'effondrent sous environ 10 % de charge, un argument de plus pour la règle des 80 % et pour des strings suffisamment longs.

Pour aller plus loin

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