La science au cœur de pvSpline

Le moteur de pvSpline met en œuvre des modèles publiés et évalués par les pairs, de l’irradiance à la puissance AC. Vous trouverez ci-dessous la chaîne de modèles et ses références bibliographiques, ainsi que l’étude qui valide sa précision sur des centrales dont la production est mesurée.

Articles

Deux articles décrivent le moteur de pvSpline et sa validation : l’étude de validation est publiée sous forme de rapport technique, et l’article sur le sous-système 3D est encore une version de travail. Chacun renvoie à son PDF, qui présente les résultats.

Rapport technique · octobre 2026

Validation of the pvSpline photovoltaic simulation engine against 49 grid-connected systems in three climates: a no-calibration protocol

pvSpline

Une validation du moteur pvSpline face à la production AC mesurée de 49 systèmes raccordés au réseau, sur trois climats, comparée à pvlib-python, NREL PVWatts et PVGIS. Aucun paramètre du modèle n’est calibré sur la série validée ; les quatre jeux de données de mesure sont publics.

Télécharger le PDF ↓
Version de travail · en préparation

Geometry in the renderer, radiometry in the solver: a deterministic GPU-measured factor-table architecture for 3-D near shading, shade-driven electrical mismatch, anisotropic diffuse masking, and bifacial rear irradiance in the pvSpline photovoltaic simulator

pvSpline

Le sous-système 3-D : une architecture déterministe de tables de facteurs mesurées par GPU pour l’ombrage proche, le désappariement électrique induit par l’ombre, le masquage diffus anisotrope, la transmittance de canopée, l’horizon du terrain et l’irradiance bifaciale en face arrière. Il complète l’article de validation.

Télécharger le PDF ↓

Chaîne de modèles et références

Chaque étape de la chaîne irradiance → AC met en œuvre un modèle publié précis. Les valeurs par défaut suivent les conventions PVsyst, avec des alternatives évaluées par les pairs, sélectionnables par site.

#ÉtapeModèleRéférence
1Position solaireNREL SPAReda & Andreas (2004)
2Orientation du trackerAstronomique / optimisée en irradiance, backtracking, mise en drapeau au ventCalcul géométrique
3Décomposition GHI → DHI/DNIErbs (par défaut) ; Engerer2 (option)Erbs et al. (1982); Engerer (2015)
3aRéférence ciel clair (Engerer2)Ineichen–PerezIneichen & Perez (2002)
4Transposition GHI → POAHay–Davies (par défaut) ; Perez (option)Hay & Davies (1980); Perez et al. (1990)
5Modificateur d’angle d’incidenceMartín–Ruiz (direct) ; diffus/sol fixesMartín & Ruiz (2001)
6Masse d’airKasten–YoungKasten & Young (1989)
7Correction spectralePolynôme de masse d’air Lee–Panchula + PWATLee & Panchula (2016); Gueymard (1994)
8Température de celluleFaimanFaiman (2008); IEC 61853-2
9Puissance DCLinéaire-γ (par défaut) ; De Soto / PVsyst à diode unique (options)De Soto et al. (2006); Mermoud & Lejeune (2010)
10Pertes ohmiques DC + désappariementRI² quadratique selon la charge ; désappariement forfaitaireConvention PVsyst
11OnduleurCourbe de rendement η tabulée (forme CEC) + écrêtage ACProtocole CEC (2005)
12SalissureDépôt de Kimber + lavage exponentiel continuKimber et al. (2006); Coello & Boyle (2019)
13DégradationLinéaire à deux paramètres (+ mise à l’échelle climatique d’Arrhenius en option)Jordan & Kurtz (2016); Hülsmann et al. (2014)

Références bibliographiques

Les travaux ci-dessous sont ceux de leurs auteurs ; pvSpline les met en œuvre.

  1. California Energy Commission (2005). Performance Test Protocol for Evaluating Inverters Used in Grid-Connected Photovoltaic Systems.
  2. Coello, M., & Boyle, L. (2019). Simple model for predicting time series soiling of photovoltaic panels. IEEE Journal of Photovoltaics, 9(5), 1382–1387.
  3. De Soto, W., Klein, S. A., & Beckman, W. A. (2006). Improvement and validation of a model for photovoltaic array performance. Solar Energy, 80(1), 78–88.
  4. Engerer, N. A. (2015). Minute resolution estimates of the diffuse fraction of global irradiance for southeastern Australia. Solar Energy, 116, 215–237.
  5. Erbs, D. G., Klein, S. A., & Duffie, J. A. (1982). Estimation of the diffuse radiation fraction for hourly, daily and monthly-average global radiation. Solar Energy, 28(4), 293–302.
  6. Faiman, D. (2008). Assessing the outdoor operating temperature of photovoltaic modules. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 16(4), 307–315.
  7. Gueymard, C. (1994). Analysis of monthly average atmospheric precipitable water and turbidity in Canada and Northern United States. Solar Energy, 53(1), 57–71.
  8. Hay, J. E., & Davies, J. A. (1980). Calculation of the solar radiation incident on an inclined surface. Proc. First Canadian Solar Radiation Data Workshop, 59–72.
  9. Hülsmann, P., & Weiss, K.-A. (2014). Simulation of water ingress into PV-modules: IEC-testing versus outdoor exposure. Solar Energy, 115, 347–353.
  10. IEC 61853-2 (2016). Photovoltaic (PV) module performance testing and energy rating — Part 2.
  11. Ineichen, P., & Perez, R. (2002). A new airmass independent formulation for the Linke turbidity coefficient. Solar Energy, 73(3), 151–157.
  12. Jordan, D. C., Kurtz, S. R., VanSant, K., & Newmiller, J. (2016). Compendium of photovoltaic degradation rates. Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 24(7), 978–989.
  13. Kasten, F., & Young, A. T. (1989). Revised optical air mass tables and approximation formula. Applied Optics, 28(22), 4735–4738.
  14. Kimber, A., Mitchell, L., Nogradi, S., & Wenger, H. (2006). The effect of soiling on large grid-connected photovoltaic systems in California and the Southwest US. Proc. IEEE 4th World Conf. on Photovoltaic Energy Conversion, 2391–2395.
  15. Lee, M., & Panchula, A. (2016). Spectral correction for photovoltaic module performance based on air mass and precipitable water. Proc. IEEE 43rd Photovoltaic Specialists Conference, 1351–1356.
  16. Martín, N., & Ruiz, J. M. (2001). Calculation of the PV modules angular losses under field conditions by means of an analytical model. Solar Energy Materials and Solar Cells, 70(1), 25–38.
  17. Mermoud, A., & Lejeune, T. (2010). Performance assessment of a simulation model for PV modules of any available technology. Proc. 25th European Photovoltaic Solar Energy Conference, Valencia.
  18. Perez, R., Ineichen, P., Seals, R., Michalsky, J., & Stewart, R. (1990). Modeling daylight availability and irradiance components from direct and global irradiance. Solar Energy, 44(5), 271–289.
  19. Reda, I., & Andreas, A. (2004). Solar position algorithm for solar radiation applications. Solar Energy, 76(5), 577–589.
  20. Spencer, J. W. (1971). Fourier series representation of the position of the sun. Search, 2(5), 172.