Physique de simulation & référence des données

La chaîne physique, dans l'ordre

Un projet (site, géométrie du champ, composants, tarif, répartition) est transmis au moteur de simulation, qui exécute un pipeline ordonné unique et renvoie l'énergie, une cascade de pertes par étape et les données financières. L'ordre est canonique et chaque terme de perte est appliqué à une étape fixe, si bien que le diagramme de pertes (Sankey) se lit toujours de haut en bas dans la même séquence :

1. Transposition (GHI → POA). L'irradiance horizontale est projetée sur le plan incliné des modules. C'est un gain (typiquement +20 à +35 % à une bonne inclinaison), affiché comme première ligne, positive, de la cascade.

2. Ombrage et mise en sécurité. L'ombrage lointain / horizon, l'ombrage proche (inter-rangées), la part d'ombrage proche imputable à la végétation, le backtracking et la limite de rotation d'un suiveur, et l'éventuelle mise en sécurité au vent des suiveurs sont retirés du POA avant même que les cellules ne le voient.

3. Physique du module. L'angle d'incidence (IAM), les salissures, la neige et le désaccord spectral rognent l'irradiance qui atteint réellement les cellules ; la conversion STC (η_STC) transforme ce qui reste en puissance CC ; puis s'appliquent les termes de faible éclairement (niveau d'irradiance) et de température de cellule, le tout via le modèle I–V à une diode.

4. CC. L'effet électrique (diodes de dérivation) de l'ombrage partiel, la qualité des modules, le LID de première année, le désappariement entre modules, puis les pertes ohmiques de câblage CC sur la chaîne et dans le coffret de regroupement.

5. Onduleur. D'abord les éventuels optimiseurs CC au niveau module (leur propre courbe de charge partielle plus l'écrêtage en puissance et en courant), puis le suivi MPPT, la courbe de rendement à charge partielle de l'onduleur, les cinq butées de l'onduleur (puissance / tension min et max, consommation nocturne) et, sur une consigne cosφ non unitaire, le surcroît d'écrêtage dû à la puissance réactive.

6. CA / réseau. Le câblage CA, les transformateurs (MT puis HT), la ligne MT, les auxiliaires, la disponibilité et les pertes côté réseau (réseau faible) jusqu'au compteur, moins l'éventuel crédit de secours par batterie ; au-delà de la première année, le vieillissement des modules referme la chaîne.

La courbe de charge partielle de l'onduleur est le profil de rendement de son fichier .OND quand l'onduleur en provient. Sinon, elle est construite à partir du rendement de fiche technique des onduleurs, pondéré par leur puissance CA (le rendement CEC en priorité quand le Code électrique du projet, sur Schéma, vaut NEC (US), le rendement européen en priorité sous tous les autres codes), et c'est une courbe typique à 96 % quand les fiches techniques ne donnent ni l'un ni l'autre. Sans onduleur dans la conception électrique, l'étage est une perte de conversion forfaitaire qui n'écrête jamais, si bien que le productible peut ressortir surestimé de quelques pour cent : sur un système raccordé au réseau, la carte Avertissements de Résultats le signale, comme elle le fait quand les résultats reposent sur l'onduleur de départ générique que place Créer une conception initiale, qui a une puissance nominale mais aucun rendement de fiche technique (Conception électrique & schéma unifilaire).

Un nouveau terme de perte prend sa propre place dans la chaîne sans déplacer les termes existants, de sorte que chaque entrée conserve sa position par rapport aux autres d'une version à l'autre. Chaque entrée porte aussi une étiquette de provenance (l'origine de la valeur : attestée par PVGIS, calculée à partir de la météo, intégrée depuis votre nomenclature, ou une valeur par défaut de la littérature), que le diagramme de pertes fait apparaître pour qu'un relecteur puisse auditer chaque ligne. Voir Graphiques, cartes de chaleur & tableaux pour le diagramme de pertes et Rapports & export pour l'export PDF audité.

Entrée météo et irradiance

Tout l'aval dépend des séries d'irradiance et de température fournies au moteur. Vous les choisissez avec Source météo, dans la carte Météo & modèles de la section Configuration de l'onglet Production (/production).

Sources de données

Deux sources supplémentaires alimentent la chaîne, même lors d'une simulation PVGIS :

• Archive Open-Meteo (l'historique météo horaire du site) : pluie, chutes de neige, température, humidité, irradiance et vent à 10 m, tirés des réanalyses Copernicus ERA5-Land (0,1°, depuis 1950) et ERA5 (0,25°, depuis 1940), et particules PM10 / PM2,5 tirées de l'archive de qualité de l'air CAMS, qui commence au printemps 2022. Le service hébergé les lit via une instance du serveur open source Open-Meteo exploitée par pvSpline. Chaque année de 2014 à l'an dernier est récupérée. Les pertes de salissures (Kimber 2006, à partir de la pluie et des particules) et de neige (Marion 2013, à partir des chutes de neige et de la température) sont la moyenne des trois dernières années complètes, et une année sans données de particules utilise le taux de dépôt constant de Kimber. Toutes deux sont calculées pour chaque zone de champ à sa propre inclinaison (un suiveur à sa Limite de rotation, ou à un angle représentatif de 45° quand le module n'en fixe aucune), puis pondérées par les modules posés sur chaque zone (à parts égales quand cette répartition est inconnue) ; les bâtiments, les obstacles et la végétation n'entrent pas en compte. Sur un champ quasi horizontal, la neige glisse au moins au rythme que le modèle de Marion donne pour une pente de 5°, pour tenir lieu de la fonte que le modèle omet ; à partir de 5°, le modèle publié s'applique sans changement. Le même historique fournit l'eau précipitable de la correction spectrale et la hauteur de neige de l'albédo de sol enneigé, et son heure diurne la plus froide est la température froide de dimensionnement à laquelle un lot vérifie les chaînes qu'il planifie quand l'onglet Schéma ne fixe aucun minimum de site (Décider et appliquer). Quand vous y pointez Source de vent, il fournit aussi le canal vent qui pilote la mise en sécurité au vent des suiveurs et le terme de vent du modèle thermique. Lorsqu'elle est présente, les pertes de salissures et de neige deviennent calculées au lieu d'être des constantes.

• Enedis : le gestionnaire de comptage français, source de votre courbe de consommation (charge à la résolution de 30 minutes), et non d'irradiance. Il n'intervient ici que parce que sa convention d'horodatage doit être alignée sur la production avant de calculer l'autoconsommation (voir L'onglet Consommation).

Quand Base de rayonnement PVGIS reste sur Automatique, PVGIS choisit la meilleure base de rayonnement pour la localisation ; vous pouvez imposer PVGIS-SARAH3 (satellite, Europe/Afrique) ou PVGIS-ERA5 (réanalyse mondiale) pour comparer les sources ou satisfaire un bureau d'études indépendant qui s'est standardisé sur l'une d'elles. Ce choix fixe aussi le sigma d'incertitude d'irradiance utilisé dans le calcul P50/P90 (SARAH3 est réputée plus précise qu'ERA5).

Comment la série parvient au moteur

Vous n'avez rien à récupérer à la main. L'application demande pour vous les séries PVGIS et Open-Meteo (quand la géométrie du champ change, puis de nouveau avant un calcul qui n'aurait sinon pas de météo) et écrit le résultat dans le projet. Une rangée de badges sous la source météo indique quelles séries le projet embarque actuellement (PVGIS, Open-Meteo, Enedis, fichier météo), et un projet qui les porte se simule hors ligne, de façon reproductible, sur n'importe quel moteur. N'utilisez la commande d'actualisation de la même carte que si vous voulez une récupération plus récente, ou pour réessayer celle qui a été refusée.

Un projet enregistré sur votre compte les conserve également : les séries, y compris un fichier météo importé, sont stockées à côté de la sauvegarde et reviennent quand vous l'ouvrez, si bien qu'il se simule sans rien récupérer de nouveau. La série Enedis relevée fait exception : dès que l'autorisation de votre client pour le point de livraison n'est plus en vigueur, elle est retirée de chaque version enregistrée, et seule une nouvelle autorisation vous permet de la télécharger de nouveau sur Consommation (Quand l'autorisation de votre client expire). Une sauvegarde qui n'a pas pu stocker ses séries se rouvre sans elles : ses séries PVGIS et Open-Meteo sont alors récupérées de nouveau avant le calcul suivant, tandis qu'un fichier météo importé doit être appliqué de nouveau. Un fichier projet exporté les conserve toutes (Le fichier projet portable).

Une récupération qui ne réussit qu'en partie conserve ce qu'elle a obtenu : si la partie Open-Meteo échoue, la série PVGIS arrive quand même, le projet garde les séries Open-Meteo qu'il portait déjà, et aucun autre service météo n'est interrogé à sa place. Les badges montrent ce que le projet embarque au final ; sans aucune série Open-Meteo, les salissures et la neige reprennent les pourcentages de la carte Cascade de pertes.

Conventions d'horodatage

Deux conséquences sont à retenir. D'abord, chaque graphique, tableau et export que vous lisez repose sur des horodatages en début d'intervalle : vous n'avez jamais à appliquer de décalage vous-même (le faire le compterait deux fois). Ensuite, la conversion a lieu au moment où la série est interpolée, c'est-à-dire là où se choisissent le noyau d'interpolation et la résolution de sortie. Ces deux réglages, Méthode d'interpolation (Linéaire, Spline cubique, PCHIP, Akima, Catmull-Rom ou Valeur par défaut du moteur) et Résolution temporelle (de 1 à 60 minutes ; 5 minutes est la valeur recommandée et celle du moteur par défaut), se trouvent dans la bande Simulation de Production (/production). Ils sont enregistrés avec le projet : chacun de ses calculs, unitaire ou par lots, les utilise.

Un détail PVGIS apparaît quand vous comparez des téléchargements bruts : les lignes satellite (SARAH) sont horodatées à la minute de balayage du satellite plutôt qu'à l'heure ronde, et le moteur les traite comme des échantillons instantanés à cet instant au lieu de moyennes horaires. Les lignes de réanalyse (ERA5) sont horodatées à l'heure ronde et traitées comme des moyennes horaires. Cela ne se configure jamais ; cela explique seulement pourquoi un CSV PVGIS brut peut ne pas afficher d'heures rondes.

Transposition : GHI → POA

La transposition convertit l'irradiance horizontale (globale GHI, diffuse DHI, directe DNI) en irradiance dans le plan des modules, celle qui frappe réellement un module incliné. Le modèle compte surtout sur les heures riches en diffus (ciel couvert, aube et crépuscule, éclaircissement d'horizon), où le choix déplace le POA annuel d'environ 1–3 % sur une géométrie inclinée. Choisissez le modèle avec Modèle de transposition dans la carte Météo & modèles de l'onglet Production (/production).

Décomposition du GHI (séparation du diffus)

Quand la source météo fournit le GHI mais pas le diffus (certains fichiers TMY3, séries satellite GHI seul, CSV personnalisé), le moteur doit séparer le GHI en direct et diffus avant de transposer. PVGIS et l'EPW portent déjà le diffus : sur ces voies, aucune décomposition n'a lieu. Ce n'est pas un réglage que vous choisissez : le moteur décompose avec Erbs, et y retombe dès que les entrées d'un modèle plus riche manquent. Les deux modèles sont décrits ici parce que l'écart se voit lorsque vous rapprochez une source GHI seul d'un autre outil.

Position solaire

Le zénith et l'azimut solaires sont calculés avec le Solar Position Algorithm du NREL (SPA, Reda & Andreas 2004), précis à ±0,0003°, réfraction atmosphérique comprise. Cela ne se configure pas ; c'est utilisé partout où la chaîne a besoin d'un angle solaire (AOI, rotation des suiveurs, ombrage d'horizon). La convention d'azimut est le relèvement au compas depuis le nord vrai (N=0, E=90, S=180, O=270).

Physique du module

Une fois le POA arrivé au module, une courte séquence d'effets physiques le convertit en puissance CC, chacun calculé heure par heure. Vous réglez les paramètres du module une seule fois, dans l'éditeur de panneau du Catalogue (/catalogue) : Ajouter un composant… pour un nouveau module, Modifier pour un module déjà au catalogue, ce qui ouvre le formulaire Ajouter un module PV (Le catalogue de composants). Laisser un champ numérique vide conserve la valeur propre du moteur : vous ne saisissez donc que ce que la fiche technique indique réellement.

Conversion STC et modèle I–V à diode unique

Aux conditions de test standard, le module convertit le POA en CC à son rendement η_STC. Hors STC (irradiance et température réelles), le moteur résout le circuit équivalent à une diode plutôt qu'une approximation linéaire, car la forme de la courbe I–V gouverne le comportement à faible éclairement et sur les rails de tension. Choisissez le modèle avec Modèle IV.

La résolution à une diode produit aussi la ligne Niveau d'irradiance (faible éclairement) de la cascade : la non-linéarité propre de la courbe I–V aux irradiances inférieures à STC, que PVsyst rapporte sous le nom « IL ». Elle n'apparaît que si l'extraction a réussi (le repli linéaire en γ ne peut pas la produire), si bien qu'une ligne de faible éclairement vide signale qu'un champ de la fiche technique manque.

Quand les sous-chaînes et les diodes de dérivation d'un module sont décrites, le moteur modélise aussi l'ombrage partiel exactement : une sous-chaîne partiellement ombrée est court-circuitée par sa diode de dérivation, si bien qu'une sous-chaîne ombrée à 10 % sur un module 60 cellules peut supprimer ∼28 % de la puissance de ce module, un effet qu'une simple moyenne d'irradiance manque. Renseignez Diodes de dérivation (3 sur quasiment tout module cristallin, 4 sur les 96 cellules) et, en option, Vf diode de dérivation (0,45 V Schottky, 0,7 V silicium). C'est à partir de deux diodes que la modélisation d'ombrage partiel par sous-chaîne s'active et qu'un précalcul d'ombrage 3D peut être consommé ; laissé non renseigné, le moteur suppose 3 plutôt que de modéliser un module dépourvu de toute diode de dérivation.

Angle d'incidence (IAM)

En incidence oblique, le verre de protection réfléchit une partie du rayonnement direct (perte de Fresnel). Le modificateur d'angle d'incidence IAM(θ) est la fraction transmise. Choisissez le modèle avec Modèle IAM.

Un aperçu en lecture seule sous le champ trace la courbe IAM active de 0° à 90°, pour voir l'effet du choix avant d'enregistrer. Sur le réglage Profil .PAN, il n'y a pas de courbe à tracer (ses points ne viennent que de l'import) et l'aperçu est remplacé par une ligne qui l'indique.

Température de cellule

Des cellules plus chaudes produisent moins de puissance (le coefficient de température de puissance γ_Pmpp est négatif, typiquement -0,40 %/°C pour le c-Si). Deux modèles thermiques sont disponibles :

• Sandia / NOCT : T_cell=T_amb+(NOCT-20)/800· G_POA, piloté par la température nominale de fonctionnement des cellules du module (typiquement 45 °C pour le c-Si).

• Faiman (CEI 61853-2) : la forme canonique de PVsyst, T_cell=T_amb+G_POA/(U_c+U_v· v_wind). Le coefficient convectif U_c suit le mode de pose réel du champ : 29 W/m²/K en pose libre (châssis, sol, ombrière), 20 pour un champ semi-intégré avec lame d'air ou gaine ventilée derrière lui, 15 pour un champ pleinement intégré à dos isolé (le régime le plus chaud) et 32 pour les champs flottants (sur l'eau), dont le microclimat plus frais et plus venté est ramené à un coefficient effectif.

Le régime applicable est une propriété du polygone, pas du module : réglez BIPV (Non intégré / Intégré (dos isolé) / Semi-intégré (lame d'air ventilée)) et Sur l'eau sur la Carte (/map). L'un comme l'autre remplace le NOCT du module, mesuré sur châssis ouvert et qui ne décrit donc pas un champ intégré ou flottant. Un polygone laissé sur Non intégré et hors de l'eau hérite à la place du réglage Montage propre au module.

Le terme de vent est toujours actif : le moteur prend le coefficient de couplage au vent U_v du mode de pose et l'applique à la série de vent horaire, si bien que la circulation d'air en face arrière refroidit un champ en pose libre ou flottant quand le vent se lève. Il n'y a rien à activer. Les deux régimes intégrés au bâti restent insensibles au vent, et c'est justifié (U_v=0, car il n'y a derrière eux aucune circulation d'air libre que le vent puisse amplifier), et une heure dont la série ne porte aucune mesure de vent retombe simplement sur le résultat sans vent. Le seul choix que vous faites est celui de la série de vent utilisée : Source de vent (Référence des champs).

Aux résolutions infra-horaires, un modèle transitoire à capacité localisée ajoute un retard thermique réaliste lors du passage des nuages ; il se réduit exactement au résultat Faiman en régime permanent à la résolution horaire.

La ligne Température de la cascade est l'effet thermique net de l'année : l'énergie que les cellules gagnent aux heures plus froides que 25 °C vient en déduction de celle qu'elles perdent aux heures plus chaudes, si bien que, sur un site où les heures froides l'emportent, la ligne est un crédit.

Correction spectrale

Le spectre réel du soleil varie avec la masse d'air et la vapeur d'eau, et chaque technologie de cellule y répond différemment. Le moteur applique une petite correction spectrale dépendante de la technologie (polynôme en masse d'air, plus un terme d'eau précipitable quand la source météo porte l'humidité). Les cellules multi-jonction (HCPV) sont traitées à la place par un facteur d'utilisation propre au concentrateur, pour éviter un double comptage. Vous sélectionnez la technologie avec Technologie de cellule dans l'éditeur de panneau ; elle pilote aussi les valeurs par défaut de LID et de dégradation. Lorsque la source donne la température et l'humidité relative mais pas la colonne de vapeur d'eau, le moteur estime la colonne à partir de ces deux grandeurs ; une série météo JSON pvSpline porte directement la valeur mesurée.

Bifacial, albédo et neige

Les modules bifaciaux gagnent de l'énergie en face arrière grâce à la lumière réfléchie par le sol. L'irradiance arrière est proportionnelle à l'albédo du sol (sa réflectance) et à un facteur d'auto-ombrage qui dépend de la Garde au sol. Renseignez Bifacialité (0–1) sur le module (0 = monofacial, gain désactivé ; 0,65–0,85 pour un bifacial commercial) et la Garde au sol (toiture à plat ≈0,05 m, pose au sol ≈1–1,5 m, ombrière ≈2 m et plus). L'albédo du sol se règle par polygone sur la Carte (/map ; voir les matériaux prédéfinis dans Référence des champs) ; il alimente aussi le terme réfléchi par le sol en face avant. Quand des données de neige Open-Meteo sont présentes, le moteur bascule sur l'albédo de neige fraîche (0,85) pour les heures enneigées, sur les deux faces. Le gain en face arrière apparaît dans la cascade comme une perte négative (un crédit), et le même multiplicateur se propage jusqu'au compteur à travers toutes les pertes CC, onduleur et CA en aval.

Optique de concentration (CPV / LCPV)

pvSpline modélise deux régimes de concentration, chacun avec son propre groupe de champs dans l'éditeur de panneau. Tous deux ne captent que le rayonnement direct : une transposition qui porte le direct (l'un des réglages Perez) a donc plus de sens que la voie Hay-Davies.

• Photovoltaïque à haute concentration (HCPV). Choisir multi-jonction comme Technologie de cellule fait apparaître les champs de concentration (pré-remplis avec des valeurs génériques triple-jonction ∼500×) et verrouille le Type de suiveur sur Bi-axe, indispensable à une cellule multi-jonction ; l'éditeur le signale par une note. Un modèle piloté par le DNI remplace la chaîne à plan capteur : la cellule voit DNI× C×η_opt dans le cône d'acceptance, un facteur d'utilisation spectral (polynôme en masse d'air) remplace le terme spectral du plan capteur, et la température de cellule suit T_cell=T_amb+DNI/U.

• Photovoltaïque à faible concentration (LCPV). Cochez Optique de concentration LCPV pour placer une optique à auge / auge en V / CPC / Fresnel devant des cellules c-Si ordinaires, un régime que la plupart des outils excluent à cause du flux non uniforme, que pvSpline modélise au contraire par une pénalité d'uniformité de flux. Chaque type d'optique porte des valeurs par défaut calibrées ; laissez un champ vide pour hériter de la valeur du type. Un concentrateur n'admet qu'environ ∼1/C_geo du ciel diffus, et les paramètres à une diode (extraits à 1 soleil) ne sont extrapolés que jusqu'à Concentration valide max, au-delà de laquelle la concentration effective est écrêtée et la bande P90 s'élargit.

Ombrage

L'ombrage est réparti en termes distincts pour que le diagramme de pertes vous indique quel type vous coûte de l'énergie :

• Ombrage lointain / d'horizon. Le relief ou la ligne des bâtiments qui bloque le rayonnement direct. Estimé à partir du profil d'horizon PVGIS, ou mesuré sur la ligne d'horizon échantillonnée dans la Vue 3D (/earth, La vue Terre 3D du site), croisé avec la position horaire du soleil. PVGIS intègre silencieusement l'horizon dans son G(i) : cette ligne de la cascade rend visibles les kWh cachés. Lorsque l'irradiance ne porte pas d'horizon propre (un fichier météo importé, par exemple), Horizon lointain sans balayage 3-D sur Production décide du sort d'un champ que la vue 3D n'a pas balayé : Auto et Activé ombragent son rayonnement direct par le seul horizon lointain (le modèle de terrain publié avec les tuiles 3D s'il existe, sinon l'horizon PVGIS récupéré pour le champ), Désactivé n'applique aucun ombrage lointain sans balayage. Un calcul sur le G(i) de PVGIS ne le consulte jamais.

• Ombrage proche / inter-rangées (mutuel). Sur des rangées régulièrement espacées, la rangée avant bloque une partie du direct et masque une partie du diffus du ciel quand le soleil est bas. La géométrie applicable vient du réglage Champ du polygone sur la Carte (/map) : Rangées (sheds), Brise-soleil, Agrivoltaïque (surélevé) ou Agrivoltaïque (bifacial vertical). Pour un champ est-ouest, elle vient du commutateur Dôme est-ouest et de son GCR dôme. Modélisé par une géométrie 2-D de rangées infinies à partir du taux de couverture au sol et de l'angle de profil. Deux lignes de la cascade séparent la part directe de la part diffuse et réfléchie par le sol.

• Ombrage proche par la végétation. Quand un précalcul 3D attribue une partie de l'ombrage proche à une canopée d'arbres plutôt qu'au relief, aux rangées ou aux bâtiments, cette part est isolée sur sa propre ligne (atténuation à travers la canopée, et non obstacle opaque). Les deux lignes de direct valent ensemble ce que valait auparavant une seule ligne : la cascade se télescope donc toujours. Les projets sans précalcul tenant compte de la canopée ne la portent simplement pas.

• Effet électrique / de désappariement de l'ombrage. Un module partiellement ombré perd de la puissance en plus, par limitation du courant de chaîne et activation des diodes de dérivation, au-delà du seul déficit d'irradiance. Affiché sur sa propre ligne quand la géométrie de champ du polygone fixe une fraction d'effet électrique.

• Désappariement au niveau de la chaîne. Au-delà de l'ombrage, des modules en série dont le point de puissance maximale diffère imposent un courant de chaîne commun, écartant les modules les plus faibles de leur propre maximum. Le moteur l'applique sous la forme d'un pourcentage forfaitaire unique. Avec la bascule Auto de la ligne activée (par défaut) et des modules posés, le calcul prend le palier par défaut de PVsyst pour votre système : désappariement des modules de 0 % sous 10 modules, 1 % à partir de 10 et 2 % à partir de 100 (0,5 et 1 % pour des modules CdTe, CIGS ou silicium amorphe), plus 0,10 % pour 2 à 5 chaînes par entrée MPPT ou 0,15 % pour 6 ou plus. Avec Auto désactivé, c'est le pourcentage de Désappariement enregistré dans le projet qui s'applique (1 % sauf si vous en saisissez un autre).

Suivi

Le suivi est une propriété du module : réglez Type de suiveur dans l'éditeur de panneau du Catalogue (/catalogue). Les six choix se rangent en trois classes physiques : fixe, mono-axe (Mono-axe, horizontal N–S ou E–O, Mono-axe, vertical, Mono-axe, incliné) et Bi-axe. Plusieurs raffinements s'appliquent aux suiveurs mono-axe, et leurs champs n'apparaissent qu'une fois l'un d'eux choisi.

Une zone de la Carte (/map) prend ce suivi quand le module lui est attribué, et sa carte affiche alors une ligne Suiveur en lecture seule (L'onglet Carte & conception du site). Le calcul traite les quatre choix mono-axe de la même façon, et un axe vertical ou incliné n'est pas modélisé comme tel : une zone mono-axe tourne autour d'un axe horizontal orienté selon son Azimut, 180° (la valeur par défaut) pour un axe nord–sud (0° donne le même axe) et 90° ou 270° pour un axe est–ouest. Sur un calcul PVGIS, ce même axe détermine l'irradiance PVGIS : une zone dont l'axe est à moins de 45° de la direction est–ouest reçoit celle d'un suiveur horizontal est–ouest, et toute autre zone mono-axe celle d'un suiveur horizontal nord–sud. Sur un suiveur, la simulation fixe l'inclinaison des modules heure par heure au lieu d'utiliser l'Inclinaison de la zone, et sur un suiveur bi-axe leur azimut aussi. Les pertes de salissures et de neige tirées de la météo n'utilisent pas non plus l'Inclinaison : elles prennent pour un suiveur l'inclinaison de sa Limite de rotation, ou 45° quand le module n'en fixe aucune (Entrée météo et irradiance).

• Backtracking. Renseignez GCR backtracking (0–1), le taux de couverture au sol (longueur du module / entraxe des rangées, typiquement 0,30–0,50). Un GCR non nul active le backtracking d'Anderson-Mikofski 2020 : près du lever et du coucher, le suiveur revient en arrière par rapport à l'angle idéal pour cesser d'ombrer la rangée suivante. Laissez à 0 pour des champs très espacés ou quand le GCR est inconnu (un biais résiduel d'ombre au sol apparaît alors). Ce que coûte le backtracking correspond à la ligne Backtracking / butée de rotation (trackers) de la cascade (ci-dessous).

• Limite de rotation. La Limite de rotation est le min/max mécanique Φ du suiveur (±45 à ±60° typiquement). Elle borne toutes les stratégies ; laissez-la vide pour ne pas limiter (l'angle idéal est déjà compris dans ±90°). Le coût de la limite apparaît sur la même ligne de la cascade.

• Mise en sécurité au vent. Cochez Activer la mise en sécurité au vent pour amener le suiveur à un Angle de mise en drapeau sûr (0° = à plat) dès que le vent horaire dépasse le Seuil de mise en drapeau (12 m/s, valeur par défaut de PVsyst). Les deux champs n'apparaissent qu'une fois la case cochée. Le POA sacrifié apparaît sur une ligne dédiée de la cascade, et une carte thermique jour×heure montre exactement quand les suiveurs se sont mis en sécurité. Le moteur lit le vent horaire choisi avec Source de vent sur Production : PVGIS WS10m ou Open-Meteo (sur un fichier météo importé, le vent du fichier lui-même ou Open-Meteo).

PVGIS calcule l'irradiance d'un suiveur pour un suivi idéal, sans backtracking ni butée mécanique. L'un comme l'autre laissent les modules plus à plat que ne le demande le soleil (le backtracking près du lever et du coucher, la limite de rotation chaque fois que l'angle idéal se situe au-delà), si bien qu'ils captent moins de rayonnement direct, et le calcul impute cet écart sur une ligne de cascade qui lui est propre, Backtracking / butée de rotation (trackers). À chaque heure où la rotation réelle s'écarte de la rotation idéale, le modèle Hay-Davies par défaut transpose deux fois la même irradiance horizontale (une fois sur le plan idéal pour lequel PVGIS a calculé, une fois sur le plan que présente réellement le suiveur) et multiplie la valeur PVGIS dans le plan des modules par le rapport des deux, si bien que tout biais propre au modèle s'annule et que seul le changement de géométrie est imputé ; les modèles Perez, qui transposent de toute façon sur le plan réel, font apparaître le même écart. Comme la mise en sécurité au vent, cette ligne représente de l'énergie déjà retirée du total du plan des modules, affichée plutôt que déduite deux fois, et la mise en sécurité part de l'irradiance après backtracking, si bien que les deux lignes ne comptent jamais la même énergie. Pour un champ de suiveurs horizontaux nord–sud à un GCR de 0,4, comptez environ 1–2 % de l'irradiance dans le plan des modules ; un suiveur idéal (GCR 0, sans limite de rotation) et un champ fixe n'affichent pas cette ligne.

Résolution infra-horaire

Résolution physique (min), dans la bande Simulation de la carte Configuration de l'onglet Production (/production), contrôle la finesse d'intégration de la chaîne physique. Horaire (60 min) — par défaut est la voie ordinaire. Une résolution plus fine (30, 15, 10, 5, 1 min) synthétise un profil d'irradiance sous-horaire à énergie conservée (de forme ciel clair) et active le modèle thermique transitoire, ce qui capte l'écrêtage intra-horaire et l'inertie thermique qu'une moyenne horaire lisse. 5 min est le réglage sous-horaire recommandé. Comptez moins de 0,1 % sur le productible annuel pour les sites stables, et 0,1–0,3 % pour les champs à forte inclinaison ou de haute latitude, du fait de rampes de lever et de coucher plus marquées.

Le pied du diagramme des pertes consigne la base utilisée par le calcul, car la différence compte pour un relecteur :

• Horaire : aucune modélisation intra-horaire.

• Ciel clair synthétisé : l'irradiance horaire redistribuée sur la grille sous-horaire selon une forme de ciel clair. Les rampes s'affinent ; aucune variance de bord de nuage n'est inventée.

• Fichier sous-horaire natif : la série sous-horaire provient d'un fichier météo importé dont les enregistrements sont plus fins que l'heure. C'est la seule base mesurée plutôt que modélisée.

Deux conventions maintiennent les résultats infra-horaires alignés avec tout le reste. Les échantillons infra-horaires synthétisés ou natifs sont des valeurs instantanées à leur propre horodatage, tandis que les séries horaires dont ils proviennent sont des moyennes d'intervalle étiquetées au début de leur heure : la même règle de début d'intervalle que pour toute série en cache dans l'application (Entrée météo et irradiance). Et la résolution physique est indépendante de la résolution d'interpolation qui façonne les courbes d'irradiance et de charge elles-mêmes, réglée par projet juste à côté.

La cascade de pertes et la provenance

Chaque perte est une ligne d'une cascade unique, ordonnée du POA → au compteur. Le diagramme des pertes (Sankey) de Résultats (/results) la dessine en entier, ligne par ligne ; la carte Cascade de pertes en haut de Production (/production) en est la partie éditable : les étapes de post-traitement, des salissures au LID, entre l'énergie entrant en post-traitement et le courant alternatif au compteur. Chaque ligne porte trois informations qu'un relecteur examine :

• sa valeur : un pourcentage de l'énergie restante à cet endroit, et une série mensuelle quand le terme est piloté par la météo ;

• sa position, canonique et stable d'une version à l'autre ; et

• sa provenance : attestée par PVGIS, part typique PVGIS (marquée d'un *), profil d'horizon PVGIS réel ou ligne d'horizon échantillonnée en vue 3D, calcul depuis Open-Meteo (salissures Kimber / neige Marion), intégration de votre nomenclature électrique (I²R), intégration heure par heure de la courbe onduleur ou de la courbe optimiseur, intégration d'un planning d'arrêt ou de réseau faible, chaîne physique locale, ou constante saisie par l'utilisateur.

Les lignes, dans l'ordre

Toutes les lignes n'apparaissent pas sur chaque projet : un terme d'énergie nulle est omis, et des familles entières (concentrateur, optimiseur, transformateur, réseau faible) n'apparaissent que si le projet comporte l'équipement correspondant. L'ordre ci-dessous est celui que suit toujours le diagramme des pertes ; les noms donnés ici sont abrégés, et le libellé exact de chaque ligne sur le diagramme figure en La cascade de pertes, ligne par ligne :

1. Gain de transposition (un crédit), puis les quatre lignes de l'étage de transposition qui rendent compte de l'énergie déjà retirée du POA : Ombrage lointain / horizon, Ombrage proche, Backtracking / butée de rotation (trackers) et Mise en sécurité vent (trackers).

2. Optique : sur un projet LCPV, l'optique du concentrateur vient en premier (Gain de concentration (LCPV) en crédit, puis Perte optique LCPV, Perte d'acceptance LCPV et Rejet du diffus LCPV) ; puis Ombrage inter-rangées (direct), Ombrage proche (végétation, 3D), Ombrage inter-rangées (diffus), Angle d'incidence, Salissures, Neige, Désaccord spectral.

3. Conversion : Conversion STC des modules, qui convertit le flux que les cellules voient réellement (sur un projet LCPV, le flux concentré). Sur un projet HCPV, les étages du concentrateur suivent au contraire la conversion : Optique du concentrateur, Utilisation spectrale (multi-jonction), Angle d'acceptance / erreur de suivi.

4. Module CC : Niveau d'irradiance (faible éclairement), Température (l'effet thermique net, un crédit là où les heures froides l'emportent), Gain bifacial face arrière (un crédit), Ombrage inter-rangées (électrique), Qualité des modules, Dégradation induite par la lumière (LID), Désappariement des modules.

5. Câblage et conversion : Pertes ohmiques câblage CC, Uniformité de flux LCPV sur un projet à faible concentration, Pertes ohmiques coffret de regroupement, puis, avec des optimiseurs au niveau module, Optimiseur : charge partielle, Optimiseur : écrêtage en puissance et Optimiseur : écrêtage en courant.

6. Onduleur : Conversion onduleur, plus les six lignes d'enveloppe de fonctionnement en lesquelles elle se décompose (Onduleur : suivi MPPT, sous le seuil de démarrage, au-dessus de la puissance nominale, sous la tension MPPT min, au-dessus de la tension MPPT max, Consommation nocturne onduleur) et Écrêtage facteur de puissance (cos φ) sur une consigne non unitaire.

7. CA et réseau : Pertes ohmiques câblage CA, Transformateur MT, Transformateur HT, Pertes ohmiques ligne MT, Auxiliaires (ventilation, supervision), Disponibilité (maintenance / arrêts), Réseau faible (déclenchements + resynchro) et, quand une batterie a couvert des coupures, Récupération batterie (secours) en crédit.

8. Au-delà de la première année : Vieillissement des modules (dégradation), qui n'est pas du tout une étape de première année ; elle se compose sur l'horizon du projet et ne porte donc aucune barre.

Les deux lignes de tension MPPT, Onduleur : sous la tension MPPT min et Onduleur : au-dessus de la tension MPPT max, viennent des chaînes câblées sur la Carte : chaque entrée MPPT est résolue heure par heure avec les chaînes qui lui sont raccordées, chacune à sa propre longueur, si bien qu'une chaîne trop courte ou trop longue pour la plage MPPT y apparaît (L'onglet Carte & conception du site). Un scénario de lot qui modifie le champ les calcule sur le câblage planifié pour lui (Décider et appliquer).

Vous éditez les pertes ajustables par l'utilisateur dans la carte Cascade de pertes elle-même : une ligne par perte, avec une colonne Valeur que vous saisissez et une colonne Source qui nomme la provenance réellement utilisée. Cinq lignes portent une bascule Auto qui confie la valeur à une source calculée quand la donnée est disponible : Salissures et Neige (Auto (météo), depuis le profil météo), Désappariement (Auto, le palier par défaut de PVsyst selon le nombre de modules, les chaînes par entrée MPPT et la technologie ; voir Ombrage), Pertes ohmiques CA (Auto (nomenclature), intégrées sur la nomenclature dimensionnée) et LID (1re année) (Auto (techno), depuis la technologie de cellule héritée). Deux autres lignes, Pertes ohmiques CC (info) et Pertes ohmiques coffrets (info), sont des grandeurs du moteur en affichage seul plutôt que des entrées, car elles proviennent de la conception électrique (Conception électrique & schéma unifilaire), et non d'un pourcentage. Tout réinitialiser remet ensemble les pourcentages et les paramètres de dégradation. Voir Graphiques, cartes de chaleur & tableaux pour le diagramme et Cascade de pertes : pertes ajustables par l'utilisateur pour les champs.

Productible probabiliste (P50 / P90)

Chaque calcul est présenté comme une distribution : il n'y a rien à activer. La carte Production probabiliste de l'onglet Production (/production) porte une seule commande : un sélecteur Percentile de dépassement à quatre segments (P50, P75, P90, P99), chaque segment affichant sa propre valeur de première année, P90 étant sélectionné par défaut. Le segment choisi est le percentile sur lequel le tableau financier est calculé, et celui auquel l'énergie de première année du calcul est présentée : les tuiles d'énergie de l'onglet Production l'indiquent dans leur légende (Production annuelle · P90), et les graphiques d'énergie et le diagramme de pertes de Résultats sont mis à son échelle. Les lignes d'énergie des exports tableur ainsi que la couverture du rapport PDF restent au P50 (Production probabiliste (P50/P75/P90/P99)). Le ? en tête de carte ouvre la note de méthodologie.

Le productible annuel de l'année d'exploitation t est traité comme une variable normale Y(t)∼ Normal(µ(t),σ(t)·µ(t)) ; le dépassement P_X est la valeur que la centrale dépasse dans X % des années (P90 = dépassé 90 % du temps). La méthodologie suit la CEI 61724-3:2016 et l'IEA PVPS Task 13.

La dispersion est la somme quadratique des termes d'incertitude relative ci-dessous. Les deux termes de vieillissement sont nuls la première année et croissent avec l'âge de la centrale ; les deux derniers ne contribuent que si le projet porte l'exposition correspondante :

La variabilité interannuelle, les salissures, la disponibilité et le réseau faible sont traités comme des termes aléatoires d'une année sur l'autre et décroissent en 1/√(N) sur la durée de vie ; le biais d'irradiance, le résidu de modèle et le terme de concentration sont systématiques et ne décroissent pas.

Les pertes moyennes qui ancrent la distribution (LID, salissures, neige, désappariement, ohmique CA, disponibilité, gain bifacial) sont reprises de la même cascade de pertes que celle du Sankey et du cashflow, et tous deux sont présentés au percentile choisi : la valeur de la carte pour ce segment est égale à l'énergie CA nette de première année du cashflow et à la sortie au compteur du Sankey. Avec le P90 par défaut, c'est le segment P90, que la tuile Production annuelle · P90 de l'onglet Production affiche aussi ; le segment P50 est l'année déterministe, la valeur que porte la ligne CA net au compteur (cascade de pertes pvSpline) des exports tableur (Rapports & export). Lorsqu'un plancher de garantie de fiche technique s'impose, la courbe de percentile et le cashflow suivent le même profil de décroissance, borné par ce plancher.

Référence des champs

Toutes les commandes qui façonnent la chaîne physique, groupées par la carte où elles se trouvent. Les plages et les effets sont ceux que l'application applique réellement. Dans l'éditeur de panneau, un champ numérique vide signifie « garder la valeur du moteur », et non zéro : saisissez ce qu'indique la fiche technique et laissez le reste tel quel.

Production : carte Météo & modèles (/production)

Production : carte Simulation (/production)

Il n'existe ni interrupteur « chaîne physique locale » ni interrupteur de température de cellule sensible au vent : le moteur derrière l'application web exécute toujours la chaîne locale, et couple toujours le vent au modèle thermique (La chaîne physique, dans l'ordre, Physique du module).

Production : ligne de dégradation sur la durée de vie (/production)

La dernière ligne de la cascade est la dégradation sur la durée de vie, et elle est pilotée par la garantie plutôt que par un taux que vous saisissez : vous indiquez la ligne de la fiche technique, le moteur en déduit le taux annuel implicite et l'affiche en lecture seule à côté, avec un verdict vert / orange / rouge sur la cohérence du couple dans un corridor plausible.

Production : carte Probabiliste (/production)

Éditeur de panneau : spécifications électriques (STC)

Éditeur de panneau : montage, suivi & modèle IV

Éditeur de panneau : concentrateur (HCPV)

Visible seulement quand Technologie de cellule vaut multi-jonction ; ce choix verrouille aussi le suiveur en bi-axe et pré-remplit l'optique avec les valeurs de littérature usuelles (∼500×). Un modèle piloté par le DNI remplace la chaîne à plan capteur.

Éditeur de panneau : concentrateur (LCPV)

Masqué derrière la case Optique de concentration LCPV (décochée par défaut), qui déverrouille les champs ci-dessous. Un champ numérique vide hérite de la valeur calibrée du type.

Carte : montage et sol (par polygone)

Quatre propriétés de polygone sur la Carte (/map) alimentent directement la chaîne physique, et aucune ne se règle sur le module.

Choisissez un matériau prédéfini ou saisissez une valeur personnalisée :

Une nappe d'ombrière ne prend ni BIPV ni Sur l'eau : quels que soient les réglages d'intégration, sur l'eau, de champ ou de dôme que sa zone porte encore, le calcul la traite comme une nappe en pose libre avec le Montage propre à son module, et une nappe papillon comme deux faces opposées de surface égale à l'inclinaison de la nappe, sans ombrage d'une rangée sur l'autre, si bien qu'un module bifacial garde son gain de face arrière (L'onglet Carte & conception du site).

La carte de zone affiche aussi, en lecture seule, le suivi que la zone a reçu de son module (Suiveur : Mono-axe ou Bi-axe, rien sur une zone fixe). Il ne change que lorsqu'un module est de nouveau attribué à la zone (Suivi).

Cascade de pertes : pertes ajustables par l'utilisateur

Chaque perte ci-dessous est une ligne de la carte Cascade de pertes de l'onglet Production (/production) : un pourcentage que vous saisissez dans la colonne Valeur, la provenance du chiffre réellement utilisé étant nommée dans la colonne Source. Cinq lignes portent une bascule Auto qui s'en remet à la source calculée quand la donnée est là.

Carte Plannings & réseau : puissance réactive

La carte Plannings & réseau de l'onglet Production réunit trois éditeurs sous forme d'onglets, atteints directement ou depuis un bouton Planning… de la ligne de cascade correspondante : le planning de disponibilité, le planning d'indisponibilité réseau et la consigne de puissance réactive ci-dessous.