Raccordement de l'onduleur au tableau électrique : circuit dédié, protections, C10/11

Guide installation photovoltaïque — chapitre 12/16

Une fois le champ photovoltaïque câblé côté DC (chapitre 11) et l'onduleur posé, il reste à raccorder la sortie alternative à l'installation intérieure — et c'est là que se joue la conformité de l'ensemble. Ajouter une installation PV, c'est ajouter au moins un circuit : le RGIE y voit une extension importante de l'installation électrique, soumise à l'intégralité du Règlement et à une réception par un organisme agréé. Et dès qu'il y a réinjection sur le réseau, les prescriptions Synergrid s'appliquent, imposées par le gestionnaire de réseau de distribution (GRD). Ce chapitre passe ces exigences en revue — des compétences que la certification RESCert atteste chez l'installateur, et auxquelles Atlas Academy prépare. Rédigé par Atlas Contrôle, organisme agréé BELAC ISO 17020 n° 663-INSP.

Bon à savoir : Atlas Contrôle ne vend ni n'installe de panneaux — nous réceptionnons les installations photovoltaïques en toute indépendance. Et la chronologie est stricte : la réinjection n'est autorisée qu'après réception de l'installation par l'organisme agréé.

Le circuit dédié de l'onduleur

La sortie AC de l'onduleur ne se raccorde jamais sur un circuit existant (prise, éclairage ou circuit mixte) : elle alimente le tableau via un circuit dédié, protégé par son propre disjoncteur. Lorsque l'installation comporte plusieurs onduleurs, les règles de l'art veulent que l'on place un disjoncteur par onduleur.

Le calibre du disjoncteur n'est pas choisi au hasard : il correspond à l'intensité nominale préconisée par le fabricant de l'onduleur, en cohérence avec la section du câble AC. À titre de repère, nous retenons la correspondance suivante entre sections de conducteurs et calibres de disjoncteurs pour la ligne onduleur :

Section du conducteur (mm²)	Disjoncteur (A)
2,5	20 A
4	25 A
6	40 A
10	63 A

La chaîne complète côté AC se lit ainsi, de l'onduleur vers le réseau — c'est cette chaîne que l'organisme agréé retrouvera sur votre schéma unifilaire :

Onduleur → Compteur d'énergie verte (optionnel) → Disjoncteur dédié → Différentiel 300 mA type A → Tableau de répartition → Compteur GRD → Réseau

Un piège classique : le courant admissible dans le tableau divisionnaire

Nos inspecteurs attirent l'attention sur un défaut fréquemment rencontré : le dépassement du courant admissible dans les composants du tableau divisionnaire. Exemple typique : un branchement GRD protégé à 50 A et un onduleur débitant 20 A qui arrivent tous deux sur le même jeu de barres, après un différentiel de 63 A. Le pontage peut alors véhiculer jusqu'à 70 A — au-delà de ce que supportent les barrettes et le différentiel. La solution consiste à repenser la topologie : placer le départ onduleur (avec son disjoncteur 20 A) de sorte que le courant combiné dans le pontage reste limité à 50 A.

Autre problème couramment relevé lors des contrôles : un DPCDR de 40 A installé alors que le disjoncteur du GRD est calibré à 50 ou 63 A en monophasé — l'appareil différentiel est alors sous-dimensionné en courant nominal.

Les protections AC : disjoncteur et différentiel

Le circuit PV doit être protégé par un dispositif de protection à courant différentiel résiduel (DPCDR) de 300 mA, de type A, au moins sur la partie photovoltaïque de l'installation. Cette exigence est posée par le RGIE (chapitre 7.112 du Livre 1). Le type A (symbole : sinusoïde + demi-ondes redressées) détecte les courants de défaut alternatifs et les courants continus pulsés — indispensable derrière un onduleur, dont l'électronique de puissance peut générer des composantes non purement sinusoïdales. Pour situer les types AC, A et B et le rôle de chaque protection, voyez notre guide disjoncteur, différentiel, fusible. Vérifiez toujours les prescriptions du fabricant de l'onduleur : certains modèles imposent un type ou une sensibilité spécifiques ; l'onduleur hybride de notre exemple du chapitre 16 intègre d'ailleurs sa propre surveillance du courant résiduel.

Les exigences RGIE à vérifier côté AC et mise à la terre, telles que reprises pour la réception :

tension du générateur photovoltaïque ≤ 750 V DC (basse tension de 1^re catégorie) ;
DPCDR 300 mA type A sur la partie PV, avec bouton de test fonctionnel ;
résistance de dispersion de terre ≤ 30 Ω ;
résistance d'isolement ≥ 500 kΩ ;
disjoncteur dédié au circuit de l'onduleur, calibré selon le fabricant ;
sectionnement automatique de l'onduleur en cas de perte du réseau ;
signalétique : repérage des conducteurs DC et AC, panneaux « Ne pas déconnecter en charge » et « Installation électrique toujours sous tension » placés aux endroits judicieux ;
mise à la terre des cadres et structures métalliques (sauf interdiction du fabricant) par un conducteur de protection de section au moins équivalente à celle du conducteur de protection AC, avec un minimum de 2,5 mm² (protégé mécaniquement) ou 4 mm² (non protégé).

Ces mesures spécifiques sont codifiées au chapitre 7.112 du Livre 1 du RGIE (édition du 01.06.2020), consacré aux installations photovoltaïques domestiques à basse tension (≤ 10 kVA). Lors du contrôle, l'organisme agréé teste notamment le fonctionnement du différentiel via son bouton de test et par création d'un courant de défaut d'au moins une fois la sensibilité nominale, ainsi que la coupure du système de sectionnement automatique en moins de 5 secondes après disparition de la tension réseau.

Dimensionner le câble AC : pertes et chute de tension

Deux critères gouvernent la section du câble entre l'onduleur et le point de réinjection, et c'est le plus contraignant des deux qui l'emporte :

1 Les pertes en ligne

La somme des pertes DC + AC est limitée à 2 % de la puissance installée. On calcule d'abord les pertes DC réelles, puis on affecte le solde au côté AC.

2 La chute de tension AC

Limitée à 1 % de 230 V, soit 2,3 V, entre l'onduleur et le point de réinjection.

Les formules (monophasé et triphasé) et les calculs détaillés sont développés au chapitre 7 sur le dimensionnement électrique, sur deux exemples chiffrés. Retenez ici les conclusions utiles au raccordement : dans l'exemple monophasé, c'est le critère des 2 % de pertes qui dimensionne la section (4 mm² normalisés, chute de tension alors largement conforme) ; dans l'exemple triphasé, aux liaisons courtes, le 2,5 mm² standard satisfait très largement les deux critères. En pratique : en monophasé avec des liaisons longues, calculez — c'est souvent le critère des pertes qui l'emporte ; en triphasé court, les deux critères sont peu contraignants. Sur le choix du câble lui-même (XVB, XGB…), voyez notre guide des types de câbles.

Les deux compteurs : énergie verte et compteur du GRD

Le compteur d'énergie verte

Le compteur d'énergie verte, placé directement en aval de l'onduleur, mesure la production brute de l'installation. Il est optionnel au sens du RGIE, mais reste nécessaire dès que la production doit être certifiée (octroi de certificats verts, notamment à Bruxelles). Les exigences à respecter :

compteur de classe 2 ou classe B, porteur du marquage MID (ou marquage européen équivalent) ; le marquage doit rester visible après installation — c'est un point vérifié à la réception ;
version mono-, tri- ou tétrapolaire selon le raccordement ;
consommation propre très faible (de l'ordre de 0,7 VA / 1 W pour les modèles modulaires courants) ;
attention au sens de raccordement : l'inversion entrée/sortie du compteur d'énergie verte figure parmi les erreurs classiques de mise en service que nous relevons à la réception.

Situation évolutive : le régime des certificats verts et des primes varie fortement selon la région et évolue régulièrement — vérifiez la situation en vigueur (CWaPE, Brugel, VREG) au moment de votre projet : les repères chiffrés cités ici sont des valeurs indicatives 2013-2021. Le chapitre 4 sur la réglementation fait le point région par région.

Le compteur du GRD

Le compteur de tête appartient au GRD (ORES, RESA, AIEG, AIESH, Régie de Wavre en Wallonie ; Sibelga à Bruxelles ; Fluvius en Flandre, né de la fusion d'Eandis et d'Infrax). Une installation PV impose un compteur bidirectionnel : il enregistre séparément les prélèvements (codes d'affichage type 1.8.1 / 1.8.2, heures pleines/creuses) et l'injection (codes 2.8.1 / 2.8.2).

Le compteur communicant (smart meter) généralise cette mesure. Deux ports physiques permettent la lecture des données : le port P1 (consommation d'électricité chaque seconde, gaz toutes les 5 minutes, câble RJ12) et le port S1 (données à haute fréquence) ; l'interface suit la norme néerlandaise DSMR 5.0.2. Les ports clients sont désactivés par défaut ; leur activation était gratuite le jour de la pose du compteur, puis facturée 25 € HTVA (tarif 2021, CWaPE) — tarifs et modalités à revérifier auprès du GRD.

Un mot d'histoire : on a longtemps vérifié à la mise en service que « le compteur du GRD tourne à l'envers » — le principe de compensation des anciens compteurs électromécaniques. Ce régime est en extinction (compteurs communicants, tarif prosumer, fin programmée de la compensation en Wallonie) : vérifiez les modalités de valorisation de l'injection en vigueur auprès du régulateur régional et du GRD. Le principe technique, lui, demeure : contrôler que l'injection est bien mesurée par le compteur du GRD.

Les prescriptions Synergrid C10/11 : découplage et injection

Le raccordement d'une production décentralisée fonctionnant en parallèle sur le réseau de distribution relève de la prescription Synergrid C10/11 — les repères cités ici s'appuient sur la révision de 2012 ; vérifiez systématiquement la version en vigueur sur synergrid.be, ainsi que la liste C10/26 du matériel homologué (qui a remplacé la liste C10/22). Les points structurants pour le résidentiel :

raccordement monophasé admis si la puissance AC max de l'onduleur ≤ 5 kVA ;
raccordement multiphasé : ≤ 10 kVA au total, avec max 5 kVA par phase et la recommandation de répartir la production de manière uniforme entre phases ;
plages de fonctionnement : 80 % ≤ U_AC ≤ 110 % de 230 V et 47,5 Hz ≤ f ≤ 50,2 Hz ;
dispositif de sectionnement automatique (protection de découplage) : l'onduleur doit se déconnecter en moins de 5 secondes en cas de perte du réseau et ne pas réinjecter tant que la tension n'est pas rétablie — c'est la protection anti-îlotage, testée à la réception ;
l'onduleur doit être conforme (type VDE 0126, essais en laboratoire accrédité ISO 17025) et figurer sur la liste du matériel reconnu par Synergrid (anciennement liste C10/22, aujourd'hui C10/26).

La notion de « petite installation » dépend du déséquilibre entre phases, pas seulement du total. Le tableau suivant (hypothèse : raccordement triphasé, valeurs en VA par phase) est éclairant :

Phase 1	Phase 2	Phase 3	« Petite installation » ?
3 000	3 000	3 000	Oui
0	5 000	5 000	Oui
0	0	5 000	Oui
0	0	6 000	Non — déséquilibre > 5 kVA
2 000	2 000	6 000	Non — déséquilibre > 5 kVA possible

La C10/11 régit aussi le raccordement des batteries domestiques — voyez notre guide batterie domestique & C10/11.

Monophasé ou triphasé ?

Le choix découle du raccordement existant du client et de la puissance de l'onduleur : au-delà de 5 kVA AC, le triphasé s'impose. En triphasé, veillez à la répartition par phase : une injection concentrée sur une seule phase élève localement la tension et peut mettre l'onduleur en défaut par surtension (dépassement des 110 % de 230 V). Cas d'école : face à un dépassement de puissance de réinjection, la solution retenue n'est pas un onduleur monophasé de 5 000 W, mais deux onduleurs de 2 500 W, un par phase. Un onduleur triphasé natif, qui injecte symétriquement sur les trois phases, règle élégamment la question — c'est le choix retenu dans notre exemple du chapitre 16.

Notez aussi le type de réseau (avec ou sans neutre) : c'est une erreur de conception classique que de le découvrir au moment du raccordement.

Schéma unifilaire et plan de position à mettre à jour

L'extension PV doit apparaître dans le dossier technique de l'installation, remis à l'organisme agréé et conservé chez le client (éléments visés à la section 9.1.2 du RGIE) :

le schéma unifilaire mis à jour : champ PV avec nombre et puissance des modules, câblage DC, onduleur (marque, type, numéro de série, puissance AC), compteur d'énergie verte éventuel, disjoncteur dédié, DPCDR 300 mA type A, liaison au tableau, compteur GRD, prises de terre ;
le schéma (plan) de position : implantation des modules en toiture, emplacement de l'onduleur, des coffrets, des compteurs et des cheminements de câbles ;
les fiches techniques et certificats des modules, de l'onduleur et du compteur d'énergie verte.

Ces schémas doivent être établis « as built » — conformes à l'exécution réelle, datés et signés. Le rapport de contrôle mentionne en outre, spécifiquement pour le PV (section 7.112.4 du RGIE) : le nombre et la puissance nominale des modules, ainsi que le nombre, le type, le numéro de série et la puissance AC maximale des onduleurs. Rappel de la chronologie : la réinjection n'est autorisée qu'après réception de l'installation par l'organisme agréé (chapitre 13), et la mise en service est précédée de l'envoi des documents au GRD — par exemple le formulaire de mise en service < 10 kVA d'ORES en Wallonie ; formulaires et procédures à vérifier à jour auprès de chaque GRD (voir le chapitre 14 sur les démarches).

Pas encore de schéma unifilaire à jour ? Notre outil de schéma unifilaire en ligne génère gratuitement un schéma conforme au Livre 1, panneaux photovoltaïques compris.

L'exemple du dossier d'installation complet : onduleur hybride triphasé

Notre exemple de dossier d'installation complet (9 modules de 435 Wc, soit 3,915 kWc, chez un client dans le Hainaut — détaillé de bout en bout au chapitre 16) met tout cela en musique avec un Huawei SUN2000-3KTL-M1, onduleur hybride triphasé (3 kW nominal, 3,3 kVA max, courant de sortie max 5,1 A, sortie 3 × 400 V + N ~ 50 Hz, interface batterie LUNA2000, conformité C10/11 mentionnée dans sa fiche technique). Côté AC :

liaison onduleur → tableau divisionnaire en XGB 5G2,5, longueur 5 m, protégée par un disjoncteur tétrapolaire 20 A ;
liaison tableau → compteur en EXVB 4×16 mm², 2 m ;
différentiel 300 mA type A (40 A) sur la partie PV, l'installation existante restant protégée par son différentiel 30 mA ;
chute de tension AC vérifiée : 0,18 % < 1 % ; résistance de terre mesurée : 6 Ω ≤ 30 Ω ;
schéma unifilaire et plan de position au cartouche complet (organisme agréé, installateur, adresse, code EAN du point de raccordement, numéro de compteur, date) — le plan de position combinant croquis d'implantation des 9 modules et photos de l'accès, du local technique et de la toiture.

Le triphasé natif garantit une injection équilibrée par construction ; l'architecture hybride prépare l'ajout d'un stockage sans refonte du tableau.

À retenir

L'installation PV est une extension importante au sens du RGIE : circuit dédié par onduleur, disjoncteur calibré selon le fabricant et section AC cohérente (2,5 mm² → 20 A, 4 mm² → 25 A, 6 mm² → 40 A, 10 mm² → 63 A), réception obligatoire par un organisme agréé avant toute réinjection.
Protection différentielle : DPCDR 300 mA type A au moins sur la partie PV ; terre ≤ 30 Ω, isolement ≥ 500 kΩ ; attention au courant admissible du jeu de barres du tableau (cumul GRD + onduleur) et au calibre du différentiel face au disjoncteur GRD.
Dimensionnement AC : pertes DC + AC ≤ 2 % de la puissance installée et chute de tension ≤ 1 % ; on retient la section normalisée satisfaisant le critère le plus sévère (méthode et calculs au chapitre 7).
Synergrid C10/11 (valeurs indicatives basées sur la révision 2012 — vérifier la version en vigueur) : mono ≤ 5 kVA, tri ≤ 10 kVA avec max 5 kVA et déséquilibre ≤ 5 kVA par phase, découplage automatique < 5 s en perte réseau, onduleur repris sur la liste C10/26 du matériel homologué.
Compteur d'énergie verte optionnel mais MID classe 2/B, marquage visible, sens de raccordement vérifié ; compteur GRD bidirectionnel (codes 1.8.x / 2.8.x, ports P1/S1 du compteur communicant) — régimes de compensation, tarif prosumer et certificats verts en pleine évolution : à vérifier à jour.
Schéma unifilaire et plan de position as built, fiches techniques et certificats : le dossier technique complet conditionne la réception et doit mentionner modules (nombre, puissance) et onduleurs (type, n° de série, P_AC max).

Le raccordement est fait ? Place à la réception

Mettez votre schéma unifilaire à jour, vérifiez vos protections avec notre guide disjoncteur & différentiel, puis faites réceptionner l'installation par un organisme agréé, en toute indépendance — c'est notre métier.

→ Générer mon schéma unifilaire Guide disjoncteur & différentiel Le contrôle photovoltaïque

Questions fréquentes

Quel disjoncteur pour raccorder un onduleur photovoltaïque ? ▼

L'onduleur se raccorde sur un circuit dédié, protégé par son propre disjoncteur — un par onduleur si l'installation en compte plusieurs. Le calibre correspond à l'intensité nominale préconisée par le fabricant de l'onduleur, en cohérence avec la section du câble AC. Repères usuels pour la ligne onduleur : 2,5 mm² → 20 A ; 4 mm² → 25 A ; 6 mm² → 40 A ; 10 mm² → 63 A. On ne raccorde jamais un onduleur sur un circuit de prises ou d'éclairage existant.

Quel différentiel pour une installation photovoltaïque ? ▼

Le RGIE (chapitre 7.112 du Livre 1, installations photovoltaïques domestiques ≤ 10 kVA) impose un dispositif de protection à courant différentiel résiduel (DPCDR) de 300 mA, de type A, au moins sur la partie photovoltaïque de l'installation. Le type A détecte les courants de défaut alternatifs et les courants continus pulsés — indispensable derrière l'électronique de puissance d'un onduleur. Vérifiez toujours les prescriptions du fabricant : certains onduleurs imposent un type ou une sensibilité spécifiques, et attention au calibre du différentiel face au disjoncteur du GRD (un 40 A derrière un branchement 50 ou 63 A est sous-dimensionné).

Peut-on brancher un onduleur sur une prise existante ? ▼

Non. La sortie AC d'un onduleur photovoltaïque classique ne se raccorde jamais sur un circuit existant (prise, éclairage ou circuit mixte) : elle alimente le tableau via un circuit dédié, protégé par son propre disjoncteur et par un différentiel 300 mA type A. Seuls les kits « plug-and-play » de très faible puissance suivent un régime particulier — mais ils obéissent à leurs propres règles et limites, distinctes d'une installation classique.

Qu'est-ce que la prescription Synergrid C10/11 ? ▼

C'est le document de référence de Synergrid (la fédération des gestionnaires de réseau belges) pour le raccordement des productions décentralisées fonctionnant en parallèle sur le réseau de distribution. Pour le résidentiel : raccordement monophasé admis jusqu'à 5 kVA de puissance AC d'onduleur, multiphasé jusqu'à 10 kVA avec maximum 5 kVA par phase, plages de fonctionnement en tension (80 à 110 % de 230 V) et en fréquence (47,5 à 50,2 Hz), et protection de découplage : l'onduleur doit se déconnecter en moins de 5 secondes en cas de perte du réseau. L'onduleur doit figurer sur la liste C10/26 du matériel homologué. Vérifiez toujours la version en vigueur sur synergrid.be.

Faut-il un compteur bidirectionnel avec des panneaux solaires ? ▼

Oui : une installation photovoltaïque impose un compteur de tête bidirectionnel, qui enregistre séparément les prélèvements (codes d'affichage type 1.8.1 / 1.8.2) et l'injection (codes 2.8.1 / 2.8.2). Le compteur communicant généralise cette mesure, avec deux ports de lecture des données (P1 et S1). Le compteur appartient au gestionnaire de réseau (ORES, RESA, Sibelga, Fluvius…) ; les régimes de valorisation de l'injection — compensation, tarif prosumer — évoluent rapidement : vérifiez les modalités en vigueur auprès de votre GRD et du régulateur régional.

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