Dans les installations photovoltaïques avec stockage, la protection de la liaison entre batterie et onduleur ne se résume pas à une valeur de calibre. Elle dépend de la tension de travail, du type de batterie, du rôle du BMS, de la structure des liaisons DC, du courant réellement admissible par les câbles et de la logique de sectionnement retenue pour l’ensemble du système.

Avant toute chose : savoir sous quelle tension on travaille

C’est un point élémentaire, mais il conditionne tout le reste. Avant de raisonner protection, coupure ou section de câble, il faut identifier la tension réelle de travail du système batterie. Une architecture en 48 V ne se traite pas de la même manière qu’un système haute tension, car les intensités en jeu, les appareils de coupure et les contraintes de câblage ne sont pas les mêmes.

Autrement dit, la première question n’est pas uniquement “combien de kW ?”, mais aussi “à quelle tension le système fonctionne-t-il ?”.

Référentiel technique : XP C 15-712-3 version 2019 et logique d’installation

En France, les installations photovoltaïques avec stockage raccordées au réseau s’appuient notamment sur la XP C 15-712-3 dans sa version de mai 2019, qui remplace la version 2016. Ce référentiel structure la lecture technique du circuit batterie, de la coupure DC et de l’organisation du bus continu dans les installations photovoltaïques avec stockage.

Architecture cible de la liaison batterie-onduleur

Dans une installation propre et lisible, la liaison entre batterie et onduleur doit permettre de distinguer clairement la source batterie, la fonction de coupure/protection, le point de distribution DC et le départ vers l’onduleur.

Cette structure permet de lire correctement les fonctions de chaque organe et d’éviter une erreur fréquente : vouloir appliquer une seule logique de dimensionnement à toute la liaison, alors que plusieurs tronçons coexistent.

Sectionnement et protection surintensité : deux fonctions à bien distinguer

Dans un circuit batterie, la coupure et la protection contre les surintensités ne sont pas exactement la même fonction. Selon les appareils retenus, elles peuvent être réunies dans un même ensemble ou traitées par des organes distincts. Dans tous les cas, elles doivent rester lisibles sur le schéma et cohérentes avec la tension et le courant réellement présents sur le circuit.

Dimensionnement réel : puissance onduleur, tension batterie et courant admissible

Dans un système avec stockage, la cohérence entre batterie et onduleur est centrale. Un onduleur hybride de forte puissance peut demander un courant batterie élevé, alors que la batterie possède non seulement une capacité énergétique en kWh, mais aussi une limite de courant en charge et en décharge.

Cette limite dépend du constructeur, du BMS, du firmware, du nombre de modules en parallèle et parfois du mode de communication entre batterie et onduleur. Elle doit être lue en même temps que le courant admissible des câbles fournis ou recommandés avec la batterie, et replacée dans la tension réelle du système.

C’est précisément pour cette raison qu’un système à fort appel de courant côté onduleur doit être analysé au niveau du parc batterie, de la tension du système, des câbles et des différents tronçons du départ DC, et non seulement au niveau de la puissance affichée par le convertisseur.

Dans certains cas, il peut être nécessaire de limiter le courant de charge ou de décharge via le paramétrage de l’onduleur ou du BMS, selon les capacités réelles du parc batterie.

Une seule protection ou plusieurs protections distinctes ?

La réponse dépend de l’architecture réelle. Une protection unique peut être cohérente lorsqu’un tronçon reste homogène en tension, en intensité admissible et en section de câble. En revanche, dès que plusieurs tronçons présentent des contraintes différentes, chacun doit être dimensionné et protégé selon ses propres caractéristiques.

Le choix du calibre ne doit jamais dépasser le courant admissible du conducteur le plus contraignant du tronçon concerné.

Parc batterie rackable ou batteries en parallèle : deux architectures à distinguer

Un parc batterie peut être constitué de modules rackables intégrés dans une baie avec départ commun constructeur, ou de plusieurs batteries en parallèle avec liaisons distinctes. Cette distinction impacte directement la logique de protection et de sectionnement du circuit batterie.

Batteries rackables à départ commun

Dans ce cas, le système batterie peut être traité comme une source unique modulaire. La protection principale peut être placée sur le départ global, à condition que cette architecture soit bien prévue par le constructeur et cohérente avec le BMS, les liaisons internes et la documentation du système.

Plusieurs batteries en parallèle avec liaisons distinctes

Lorsque chaque batterie ou chaque branche existe physiquement comme une liaison autonome, il devient nécessaire de raisonner la protection au plus près de chaque batterie ou de chaque branche, selon les sections de câbles et les intensités réellement possibles sur chacune d’elles.

Quels appareils retenir côté AVEL HEOL

Dans la pratique, le besoin porte à la fois sur le sectionnement et sur la protection contre les surintensités. Chez AVEL HEOL, nous privilégions des solutions lisibles et éprouvées, adaptées au courant continu et à la logique de maintenance de l’installation :

• Disjoncteurs courant continu adaptés à la tension et au courant du système, assurant à la fois la protection contre les surintensités et la coupure du circuit
• Sectionneurs en charge associés à des fusibles NH, combinant une fonction de coupure et une protection par fusible, solution couramment retenue pour des courants élevés
• Dans les deux cas, la coupure du circuit batterie doit être réalisée en omnipolaire, généralement en bipolaire en 48 V

Exemple volontaire : onduleur 12 kVA avec batterie 10 kWh et dimensionnement par tronçon

Pour rendre le sujet concret, prenons un cas volontairement contraint : un onduleur hybride 12 kVA, susceptible d’imposer côté départ onduleur une logique de protection de l’ordre de 250 à 315 A, associé à une batterie 10 kWh dont le courant nominal admissible est de 200 A.

Dans cette configuration, il ne faut surtout pas lire l’ensemble comme un seul tronçon. Le départ batterie vers le busbar et le départ busbar vers l’onduleur n’ont pas les mêmes contraintes, donc pas la même logique de dimensionnement.

En revanche, le tronçon entre le busbar et l’onduleur peut être dimensionné sur une logique différente, par exemple 250 à 315 A, à condition que les câbles, l’organe de coupure et la protection associés soient adaptés à cette intensité et à la tension du système.

Cela signifie qu’une protection à 315 A peut être cohérente sur le départ busbar → onduleur, tout en restant incohérente sur le départ batterie → busbar si la batterie et ses câbles ne permettent que 200 A. C’est précisément pour cette raison qu’une lecture globale du système ne suffit pas : il faut raisonner par tronçon.

À l’inverse, limiter tout le système à la seule valeur du départ batterie conduirait à ne plus lire correctement la liaison busbar → onduleur. La cohérence repose donc sur une séparation claire des fonctions, des sections de câbles et des intensités admissibles.

Pourquoi cette approche est importante pour les kits avec batterie

Dès qu’un projet intègre du stockage, la question ne porte plus seulement sur la production photovoltaïque. Il faut raisonner l’ensemble : tension batterie, compatibilité BMS, courant réellement disponible, architecture du busbar, onduleur, secours éventuel et protections.

C’est pour cette raison qu’AVEL HEOL privilégie une approche système et non une approche “produit isolé”. Lorsqu’un client recherche un ensemble cohérent, l’accompagnement consiste à relier le choix du kit, les usages visés, les contraintes du tableau secouru, le référentiel technique applicable et les limites réelles côté batterie.

FAQ – Protection de la liaison entre batterie et onduleur