Irradiation, ombrage et dimensionnement des chaînes : comment solarVis calcule le productible

Toute estimation de production photovoltaïque repose sur deux calculs que la plupart des logiciels dissimulent derrière un chiffre unique : quelle quantité de lumière atteint réellement chaque module, et comment ces modules se comportent une fois câblés en chaînes et raccordés à un onduleur. Si l'un des deux est faux, le productible inscrit sur le devis est une fiction. Ce guide détaille la façon dont solarVis exécute les deux, le modèle d'irradiation et d'ombrage côté optique, le modèle de chaîne et d'onduleur côté électrique, pour que les installateurs, les concepteurs et les ingénieurs voient exactement ce qui se cache derrière le chiffre de production.

Qu'est-ce que l'irradiation solaire ?

L'irradiation solaire est la quantité d'énergie solaire reçue par unité de surface sous forme de rayonnement électromagnétique, mesurée en général en kWh/m²/an. C'est la ressource brute qu'une installation photovoltaïque convertit en électricité, et ce n'est jamais une grandeur unique arrivant d'une seule direction. Elle atteint une surface sous trois composantes distinctes.

Irradiation directe, diffuse et réfléchie

L'irradiation directe (rayonnement direct, ou DNI, Direct Normal Irradiance) voyage en ligne droite du soleil vers la surface sans être diffusée. C'est la composante la plus intense et elle domine par ciel clair.

L'irradiation diffuse (DHI, Diffuse Horizontal Irradiance) a été dispersée par les molécules, les aérosols et les nuages de l'atmosphère avant d'atteindre la surface. Elle arrive de toutes les directions du ciel et devient dominante par temps couvert.

L'irradiation réfléchie (rayonnement renvoyé par le sol, ou d'albédo) est le rayonnement qui se réfléchit sur les surfaces environnantes, sol, bâtiments ou autres objets, avant d'atteindre la surface étudiée.

L'irradiation finale sur un module s'obtient en combinant les trois composantes. Les séparer n'a rien d'académique : chacune interagit différemment avec l'ombrage, ce qui impose de les modéliser séparément avant de les sommer. La décomposition du rayonnement global en composantes directe et diffuse suit la même physique que celle employée dans toute la littérature d'ingénierie solaire^[5][4].

Comment solarVis calcule l'ombrage et l'irradiation

SolarVis établit l'irradiation de la toiture d'un projet en agrégeant des données météorologiques de plusieurs sources pour la localisation exacte du projet, puis en traitant les trois composantes contre le modèle 3D du site. Rayonnement direct et rayonnement diffus sont traités par deux méthodes géométriques différentes.

Irradiation directe : lancer de rayons au niveau de la cellule

Pour la composante directe, l'ombrage est évalué par lancer de rayons. Chaque cellule de la surface du module est traitée comme un point depuis lequel un rayon est lancé vers le soleil. Si le rayon atteint le soleil sans obstacle, le point est éclairé ; si un obstacle l'intercepte, le point est ombré.

Le test est répété à chaque pas de temps de l'année, au pas horaire. À chaque pas, le point reçoit une valeur binaire, 1 quand le rayon atteint le soleil et 0 quand il est bloqué. En agrégeant ces résultats dans le temps, on obtient l'irradiation directe effective qui parvient réellement au module, et non une estimation en pourcentage forfaitaire.

Irradiation diffuse et réfléchie : visibilité hémisphérique

Les rayonnements diffus et réfléchi proviennent de toute la voûte céleste et non d'un point unique, ils exigent donc un autre traitement. Pour chaque point du module, des rayons sont lancés vers l'hémisphère afin de mesurer quelle part du ciel et de l'environnement est visible. Au lieu d'un tracé temporel vers le soleil, il s'agit d'une analyse spatiale de la voûte céleste.

Le résultat est un pourcentage représentant la part accessible du rayonnement diffus et réfléchi. Ce pourcentage est multiplié par les valeurs correspondantes d'irradiation diffuse et réfléchie issues des données météorologiques pour produire les valeurs finales de chaque composante. La somme des composantes directe, diffuse et réfléchie donne l'irradiation totale de ce point.

Solar access, TOF et TSRF expliqués

Trois indicateurs dérivés traduisent l'irradiation brute dans un langage exploitable pour comparer des pans de toiture et des modules. Ils apparaissent dans l'inspecteur de solarVis au survol du modèle, et méritent une définition précise car on les confond souvent.

Qu'est-ce que le solar access ?

Le solar access est le pourcentage de rayonnement solaire qui atteint une surface une fois l'ombrage pris en compte. Il mesure la part de lumière disponible qui n'est pas masquée par les objets environnants.

Solar access = irradiation reçue avec ombrage ÷ irradiation reçue sans ombrage

Par exemple, une valeur de solar access de 96 pour cent signifie que 4 pour cent du rayonnement solaire potentiel est perdu par ombrage.

Qu'est-ce que le TOF (Tilt and Orientation Factor) ?

Le TOF, facteur d'inclinaison et d'orientation, s'exprime en pourcentage et compare l'ensoleillement obtenu à l'inclinaison et à l'orientation réelles d'un module à l'ensoleillement maximal possible à inclinaison et orientation optimales. Il se calcule séparément pour chaque pan, chacun ayant sa propre pente et son propre azimut. Le TOF isole la pénalité géométrique d'une toiture, indépendamment de l'ombrage.

Qu'est-ce que le TSRF (Total Solar Resource Fraction) ?

Le TSRF, Total Solar Resource Fraction, réunit les deux effets. C'est le rapport entre l'ensoleillement disponible sur une surface, ombrage et TOF compris, et l'ensoleillement à inclinaison et orientation optimales sans ombrage.

TSRF = solar access × TOF

Le TSRF est le chiffre le plus utile pour juger un pan de toiture, car il replie la perte par ombrage et la perte géométrique en un seul nombre. Une toiture pentue et mal orientée sans ombrage, et une toiture parfaite mais fortement ombragée, peuvent afficher le même TSRF décevant pour des raisons totalement différentes, et l'indicateur vous dit de continuer à chercher.

Qu'est-ce qu'une chaîne dans une installation photovoltaïque ?

Une chaîne est un groupe de modules raccordés électriquement en série. Deux éléments définissent une chaîne : le module et l'onduleur. Tout le dimensionnement des chaînes revient à maintenir la sortie électrique combinée des modules en série dans la plage de fonctionnement de l'onduleur, sur toutes les températures que le site connaîtra. Pour le faire correctement, chaque module et l'onduleur doivent être modélisés à partir de la physique et non des valeurs de plaque.

Modéliser le module : le modèle à une diode

Chaque module est modélisé par le circuit équivalent à une diode. Dans ce modèle, les paramètres inconnus sont obtenus en résolvant des équations fondées sur les valeurs de la fiche technique du module, ce qui permet à solarVis de générer les courbes I–V et P–V des cellules sous n'importe quelle irradiation et température.

Les paramètres clés, dont la résistance série (Rs) et la résistance shunt (Rsh), sont résolus à partir des points caractéristiques de la fiche technique :

• Tension à vide : V = Voc, I = 0
• Courant de court-circuit : V = 0, I = Isc
• Point de puissance maximale : V = Vmp, I = Imp

Comme Voc, Isc, Vmp et Imp proviennent directement de la fiche du fabricant, ajuster le modèle sur ces points de fonctionnement connus résout les paramètres du circuit équivalent et produit une caractéristique I–V fidèle en conditions variables. Cette approche à cinq paramètres est la méthode validée et standard du secteur pour la modélisation photovoltaïque à une diode^[3][8].

Diodes de dérivation, demi-cellules et ombrage partiel

Une part décisive de la modélisation du module tient à sa structure interne, en particulier au fait qu'il utilise ou non des diodes de dérivation ou une technologie à demi-cellules. Les modéliser permet à solarVis de représenter fidèlement le comportement du module sous ombrage partiel, c'est-à-dire exactement la condition où les modèles d'abattement simplifiés échouent.

Des modules câblés en série partagent le même courant, si bien qu'un seul module ombré étranglerait autrement toute la chaîne. Les diodes de dérivation laissent le courant contourner le groupe de cellules ombré, et la structure à demi-cellules divise le module pour que l'ombre sur une moitié ne pénalise pas l'autre. En construisant la courbe de chaîne à partir des courbes réellement modélisées des modules, solarVis capte le coût véritable et non linéaire de l'ombre au lieu d'appliquer un pourcentage forfaitaire.

Modéliser l'onduleur : limites de tension et de courant MPPT

L'onduleur est modélisé à partir des caractéristiques de son suiveur de point de puissance maximale (MPPT) : la plage de tension de fonctionnement et les limites de courant.

La plage de tension MPPT (par exemple de 100 V à 500 V) fixe la fenêtre admissible. Cette plage détermine combien de modules peuvent être raccordés en série dans une même chaîne, afin que la tension totale reste dans les limites de l'onduleur. Le courant d'entrée maximal de l'onduleur (par exemple 16 A par MPPT) détermine combien de chaînes peuvent être raccordées en parallèle, afin que le courant cumulé ne dépasse pas sa capacité. Ces deux contraintes définissent l'enveloppe électrique de l'installation et alimentent directement le calcul de production.

Dimensionner la chaîne : combien de modules en série et en parallèle

Pour dimensionner correctement une chaîne, le comportement du module doit être évalué aux extrêmes de température. À partir des températures ambiantes minimale et maximale du lieu et des coefficients de température de Voc et d'Isc de la fiche technique, solarVis corrige les caractéristiques électriques du module pour ces conditions. C'est ce qui garde une installation sûre et performante aussi bien par matinée froide et claire que par après-midi de canicule.

Limites en série : Voc corrigée en température

La Voc du module augmente quand la température baisse : le moment le plus froid de l'année est donc celui où une chaîne risque le plus de dépasser la tension maximale de l'onduleur. Cela fixe le plafond. Le moment le plus chaud fixe le plancher, car la Voc s'affaisse et la chaîne peut descendre sous le minimum MPPT.

Ces limites garantissent que la tension de chaîne reste dans la plage de fonctionnement de l'onduleur par toutes les conditions météorologiques, ce que les normes de conception des générateurs photovoltaïques imposent précisément de vérifier au concepteur^[7].

Limites en parallèle : Isc à température maximale

Plusieurs chaînes peuvent être raccordées en parallèle sur une entrée MPPT, dans la limite du courant d'entrée maximal de l'onduleur. L'Isc du module augmente légèrement avec la température, le cas défavorable est donc la condition la plus chaude.

Par exemple, un onduleur dont le courant d'entrée maximal atteint 100 A fixe la limite en parallèle en divisant cette valeur par l'Isc du module dans les conditions les plus défavorables, c'est-à-dire à température maximale. Ensemble, les limites en série et en parallèle maintiennent tension et courant dans des bornes sûres tout en alimentant le modèle de production avec des valeurs justes. Le comportement en fonction de la température qui sous-tend tout cela est défini dans les normes de classification énergétique des modules^[6].

Des chaînes au productible : le calcul de puissance par MPPT

Une fois les courbes de chaque module définies, le comportement du système se construit en combinant les modules en chaînes et les chaînes en entrées MPPT.

Dans un raccordement en série, les modules partagent le même courant tandis que leurs tensions s'additionnent : la courbe I–V de la chaîne s'obtient en sommant la tension de chaque module à chaque niveau de courant, caractéristiques avancées comprises, structure à demi-cellules et diodes de dérivation incluses. Dans un raccordement en parallèle, la tension est identique sur toutes les chaînes tandis que les courants s'additionnent : la courbe I–V du MPPT s'obtient en sommant le courant de toutes les chaînes raccordées à chaque niveau de tension.

Le productible est ensuite calculé par MPPT. À partir de la courbe P–V, le système trouve le point de puissance maximale situé à l'intérieur des contraintes de l'onduleur, son courant d'entrée maximal et ses tensions MPPT minimale et maximale. Ce point est la puissance la plus élevée atteignable dans les conditions données. Le calcul tourne pour un pas horaire puis se répète pour chaque heure avec l'irradiation et la température de cette heure, et l'agrégation des résultats sur l'année donne la production totale.

Pourquoi cela compte pour vos devis

La raison de modéliser tout cela plutôt que de l'approcher, c'est que les erreurs se cumulent. Un abattement forfaitaire pour ombrage masque quel pan de toiture vaut réellement la peine. Une vérification de chaîne faite sur les seules valeurs de plaque laisse passer une étude qui met l'onduleur en défaut la matinée la plus froide de l'année. Un facteur de production uniforme enterre le fait qu'un seul module ombré tire toute une chaîne vers le bas. Quand la physique est correctement modélisée, le productible inscrit sur le devis est un chiffre que vous pouvez défendre, et le graphique des pertes montre au client exactement où est passé chaque kilowattheure.

C'est le moteur derrière l'étude et la simulation photovoltaïque en 3D, et il alimente directement la génération de devis photovoltaïques, où les pertes par ombrage et par câblage apparaissent dans un graphique des pertes transparent. Si vous associez le photovoltaïque au stockage, le même productible modélisé alimente la modélisation des batteries. Pour le déroulé complet, consultez la documentation solarVis sur le tracé des chaînes et leur affectation aux entrées MPPT et sur le calepinage, l'ombrage et l'analyse d'irradiation.

Le moyen le plus rapide de comprendre le modèle est de le faire tourner sur une toiture que vous connaissez. Chargez un projet réel, activez l'analyse des ombrages, tracez une chaîne et regardez Voc, Vmpp et Isc se valider contre l'onduleur en temps réel.