Définitions & références

Cette page sert de référence pour toutes les entrées de Solesca. Elle vous aidera à comprendre toutes les entrées nécessaires à la création de dispositions et à l'exécution de modèles énergétiques précis.

Tout d'abord, il convient de mentionner que nous utilisons le System Advisor Model (SAM) de NREL sur notre backend pour les simulations énergétiques. Ce guide expliquera comment interagir avec le modèle via Solesca, mais pour toute question spécifique au modèle, vous pouvez consulter la page SAM Help (opens in a new tab) ou la SAM Photovoltaic Model Technical Reference (opens in a new tab). Par commodité, nous avons mis en lien des parties spécifiques de la documentation SAM lorsque cela est pertinent. Et comme toujours, n'hésitez pas à nous contacter pour toute question de clarification, nous sommes là pour vous aider !

Champ

Hauteur du champ

Si le champ est représentatif d'une structure (par exemple un carport ou un bâtiment), il doit correspondre à la hauteur de cette structure. Sinon, si le champ est simplement le sol, il doit être réglé sur zéro.

Azimut

Cela a différentes significations selon le type de racking. Dans tous les cas, il est défini en degrés dans le sens horaire à partir du nord (par exemple N = 0º, E = 90º, S = 180º, O = 270º).

Inclinaison fixe : La direction vers laquelle les panneaux font face. Dans l'hémisphère nord, la valeur par défaut serait 180º (sud) ; dans l'hémisphère sud, la valeur par défaut serait 0º (nord). *Remarque : nous ne modifions pas actuellement cela automatiquement si vous êtes dans l'hémisphère sud ; cela doit être fait manuellement.

Carport ou montage à plat (flush mount) : La direction vers laquelle le champ (et, par conséquent, les panneaux) font face. S'il existe une structure préexistante (par exemple un toit en pente), elle doit être déterminée par cette structure ; sinon, les valeurs par défaut de l'inclinaison fixe s'appliquent.

Suivi et est-ouest : Il s'agit de la direction du grand axe de la structure de racking/suivi. La valeur par défaut est 180º, bien qu'il n'y ait pas vraiment de différence à la régler sur 0º. Les deux valeurs signifient que le grand axe est orienté nord/sud.

Alignement de la disposition

Cela offre un contrôle supplémentaire sur la façon dont la disposition des panneaux est créée. Il existe quatre options :

Grille : Tous les frames sont alignés les uns sur les autres de manière rectangulaire. Les rangées commencent et se terminent au même point, donnant des lignes est/ouest et nord/sud nettes pour la disposition.

Gauche : Aligne les panneaux sur le ou les bords sud du champ.

Centre : Les rangées sont centrées dans leur portion du champ.

Droite : Aligne les panneaux sur le ou les bords nord du champ.

Module & électrique

Module

Le module photovoltaïque à utiliser pour ce champ. Pour ajouter des modules à votre organisation, vous pouvez sélectionner l'un de nos modules de bibliothèque issus de la CEC ou téléverser votre propre fichier PAN dans Modules (opens in a new tab).

Facteur de transmission bifacial

La fraction de lumière qui passe à travers les modules solaires dans la structure de racking. Il est recommandé de laisser la valeur par défaut, 0,013. Activé uniquement si bifacial est activé pour ce module.

The transmission fraction is meant to account for light that may pass through or around the modules in each row, so it should not be calculated based on the row spacing. The bifacial model calculates the space between rows based on the GCR and the geometry you specify on the Shading and Layout input page." -Paul Gilman, NREL (opens in a new tab)

Bifacialité

Le rapport entre l'efficacité de la face arrière et celle de la face avant. Indiqué sur la plupart des fiches techniques des modules bifaciaux, généralement dans la plage de 0,7 à 0,8. Activé uniquement si bifacial est activé pour ce module.

Onduleur

L'onduleur à utiliser pour ce champ. Pour ajouter des onduleurs à votre organisation, vous pouvez sélectionner l'un de nos onduleurs de bibliothèque issus de la CEC ou téléverser votre propre fichier OND dans Inverters (opens in a new tab).

Nombre d'onduleurs

Combien d'onduleurs utiliser pour ce champ. Le nombre d'onduleurs multiplié par la puissance nominale de l'onduleur est égal à la puissance nominale AC du champ. Si le nombre d'onduleurs est verrouillé (en cliquant sur l'icône de cadenas), le nombre d'onduleurs restera tel que saisi, et le ratio DC/AC sera mis à jour en fonction du nombre d'onduleurs. Sinon, si le nombre d'onduleurs est déverrouillé (avec l'icône de cadenas ouvert apparaissant à côté), il sera automatiquement mis à jour en fonction du ratio DC/AC défini. Il n'y a pas de valeur par défaut dans Solesca, car elle change en fonction du dimensionnement du champ, mais elle sera automatiquement calculée en fonction de notre ratio DC/AC par défaut.

Ratio DC/AC

Le ratio de la puissance nominale DC à la puissance nominale AC pour le champ. Il est courant de sous-dimensionner légèrement les onduleurs, ce qui rend cette valeur supérieure à 1 (généralement dans la plage de 1,1 à 1,4). Si le ratio DC/AC est verrouillé (en cliquant sur l'icône de cadenas), le ratio DC/AC restera tel que saisi, et le nombre d'onduleurs sera mis à jour en fonction du ratio DC/AC. Sinon, si le ratio DC/AC est déverrouillé (avec l'icône de cadenas ouvert apparaissant à côté), il sera automatiquement mis à jour en fonction du nombre d'onduleurs défini.

Modules par chaîne

Le nombre de modules à câbler ensemble en série. Un calcul très approximatif du nombre minimum et maximum de modules par chaîne consiste à prendre les tensions minimale et maximale de l'onduleur et à les diviser respectivement par les tensions minimale (Vpmax) et maximale (Voc) du module. Ces valeurs se trouvent dans le tableau de données des modules (opens in a new tab) et des onduleurs (opens in a new tab).

*Il s'agit d'une valeur très importante à régler correctement lorsqu'il s'agit d'exécuter des simulations énergétiques. Nous allons bientôt introduire un calculateur automatique pour cela, mais en attendant, notre valeur par défaut de 20 doit probablement être modifiée, selon le module et l'onduleur que vous avez sélectionnés.

Racking

Type

Solesca propose six types de racking différents, décrits ci-dessous.

• Inclinaison fixe : Les modules sont sur une surface plane (sol ou toit) et présentent une inclinaison fixe définie au-dessus de l'horizontale.
• Montage à plat (flush mount) : Les modules sont posés à plat contre une surface inclinée (ou plane, si l'inclinaison est réglée sur 0º), comme un toit en pente. La direction vers laquelle le toit fait face est déterminée par l'angle d'azimut. Les modules auront toujours une inclinaison de 0º par rapport à la surface sous-jacente dans cette situation. Voir les remarques sur le montage à plat vs. carport ci-dessous.
• Carport : Exactement les mêmes propriétés de disposition que le montage à plat, mais avec des caractéristiques thermiques différentes. Le carport est modélisé avec un arrière ouvert qui permet une meilleure circulation de l'air et de meilleures performances thermiques, tandis que le montage à plat est modélisé avec un arrière fermé contre une surface. Si vous basculez un projet de montage à plat vers la structure de racking carport, vous remarquerez que la structure carport présente une production légèrement supérieure en raison de ces meilleures performances thermiques qui permettent des modules plus frais et plus performants.
• Est-ouest : Une structure à inclinaison fixe « en tente » où, dans une rangée, la moitié des modules font face à l'est et l'autre moitié à l'ouest, se rejoignant à un sommet en haut. Techniquement, la direction vers laquelle les modules font face est déterminée par l'angle d'azimut défini. S'il est réglé sur 180º, les modules feront face aux directions est-ouest nominales, mais par exemple, s'il est réglé sur 90º (ou 180º), les modules feront face au nord-sud. La seule garantie est que l'autre moitié fera face à 180º dans la direction opposée à la première moitié. Il est utile de passer en mode 3D pour visualiser cette structure de racking.
• Suivi à axe unique : La structure de suivi la plus courante, où l'axe de suivi est aligné nord-sud (azimut de 180º) et les modules tournent autour de cet axe, en commençant à l'est le matin et en finissant à l'ouest le soir. Comme pour le racking est-ouest, il est possible de modifier l'angle d'azimut pour qu'il ne soit pas de 180º, mais il est recommandé de le laisser à cette valeur.
• Suivi à double axe : Une structure de racking beaucoup moins courante où les panneaux peuvent suivre le soleil avec deux degrés de liberté.

Inclinaison

A plusieurs significations différentes, selon la structure de racking, comme décrit ci-dessous.

• Inclinaison fixe et est-ouest : L'inclinaison des panneaux au-dessus de l'horizontale. Par exemple, 0º est plat, 90º est vertical.
• Montage à plat et carport : L'inclinaison de la surface sous-jacente. Les panneaux seront à une inclinaison de 0º par rapport à la surface sous-jacente, c'est-à-dire à plat. Par exemple, cela pourrait être réglé sur 30º pour modéliser un toit incliné à 30º au-dessus de l'horizontale.
• Suivi à axe unique/double : L'inclinaison n'a pas de signification ici et n'est pas affichée comme entrée.

Limite de rotation

Affiché uniquement pour le suivi à axe unique. La limite de degrés maximale d'inclinaison des trackers par rapport à l'horizontale. Généralement entre 45º et 60º, selon le fabricant.

Rétro-suivi (backtracking)

Affiché uniquement pour le suivi à axe unique. Indique s'il faut activer ou non le rétro-suivi dans la simulation énergétique. Le rétro-suivi « aplatit » l'angle des panneaux au début et à la fin de la journée pour minimiser les pertes d'auto-ombrage, plutôt que de suivre directement le soleil, ce qui provoquerait beaucoup d'ombrage lorsque le soleil est bas à l'horizon. Si vous utilisez le suivi à axe unique, ceci devrait être activé si vos trackers le prennent en charge (c'est probablement le cas) et que vous utilisez des modules PV au silicium. Si vous utilisez des modules CdTe, comme ceux de First Solar, envisagez de le désactiver.

Orientation

La façon dont les modules PV doivent être orientés dans la structure de racking. Le mode portrait signifie grand côté horizontal, le mode vertical signifie petit côté horizontal.

Hauteur du module

A plusieurs significations différentes, selon la structure de racking, comme décrit ci-dessous.

• Inclinaison fixe et est-ouest : La hauteur du bord le plus bas des modules par rapport au sol/toit, c'est-à-dire la garde au sol.
• Montage à plat et carport : La distance de décalage des modules, perpendiculairement à la surface sous-jacente. Par exemple, 0 ft sera à plat, 1 ft sera un décalage d'un pied.
• Suivi à axe unique/double : Hauteur du centre de rotation, c'est-à-dire la hauteur du tube de torsion.

Frame · vertical

Le nombre de modules « en portrait », ou empilés les uns sur les autres.

Frame · largeur

Le nombre de modules sur la largeur du frame. S'il est réglé sur un (et que frame vertical est également réglé sur un), nous disposerons des modules individuels, ce qui peut être souhaitable pour les projets en toiture/carport. Pour les projets de suivi, il est recommandé de régler ceci sur le nombre de modules par chaîne / la longueur du tracker en modules.

Espacement vertical des modules

L'écart entre les modules en frame · vertical.

Espacement horizontal des modules

L'écart entre les modules en frame · largeur.

Espacement au sommet

Affiché uniquement pour le racking est-ouest. L'écart entre les sommets des modules.

Disposition & simulation

Retrait (setback)

La distance pour rentrer les modules par rapport à tous les bords du champ.

Albédo

La source des valeurs d'albédo (réflectivité) mensuelles pour la simulation énergétique. Par défaut, elle utilisera simplement les valeurs du fichier météorologique, mais vous pouvez remplacer cela champ par champ (Custom) ou créer un modèle d'albédo dans Albedos (opens in a new tab) et le sélectionner. C'est ce qui compte le plus pour les modules bifaciaux, mais cela a aussi un impact sur les modules monofaciaux en raison de la réflectivité du sol. 0 = corps noir, 1 = réfléchit tout le rayonnement incident.

GCR

Ratio de couverture du sol (Ground coverage ratio). Un GCR plus élevé signifie une couverture de panneaux plus dense, et inversement. Cela a deux définitions différentes, mais celle que nous utilisons est la distance projetée du frame vertical divisée par le pas des rangées. Il peut être utile de le voir ainsi : vu de dessus, si vous dessinez une boîte de la largeur d'un frame, partant du bord avant d'une rangée et allant jusqu'au bord avant de la rangée suivante, le GCR sera le pourcentage couvert par les panneaux. Se met à jour automatiquement si le pas ou l'espacement des rangées change.

Portée/élévation (span-to-rise)

Le ratio de la « portée » (espacement des rangées) divisée par l'« élévation » (l'augmentation verticale de l'avant d'un frame à l'arrière).

Pas (pitch)

Distance du centre d'une rangée au centre de la suivante (autrement dit, distance du bord avant d'une rangée au bord avant de la suivante). Une idée fausse courante est que cela est lié à l'inclinaison d'une manière ou d'une autre (comme les toits en pente). En réalité, ce n'est qu'une mesure de distance et n'a rien à voir avec l'inclinaison. Se met à jour automatiquement si le GCR ou l'espacement des rangées change.

Espacement des rangées

L'espacement entre les rangées de panneaux, du bord arrière d'une rangée au bord avant de la suivante. On peut le voir comme l'espace pour marcher ou circuler le long des rangées.

Espacement des frames

L'écart entre les rangées, le long de l'axe de la rangée. Réglé sur zéro par défaut.

Fichier météorologique

Le fichier météorologique de toute importance, qui est le cœur du modèle énergétique. Par défaut, nous utilisons le dernier fichier NSRDB. Si vous disposez d'un abonnement SolarAnywhere, vous pouvez saisir votre clé API dans Integrations (opens in a new tab) et le sélectionner également dans la liste des options.

Pertes & paramètres avancés

Le réglage de valeurs de pertes appropriées est crucial pour obtenir des chiffres énergétiques précis.

Perte d'encrassement/neige

Les pertes d'encrassement et de neige tiennent compte de l'accumulation de saleté, de neige et/ou d'autres débris sur le dessus des panneaux solaires. Elles sont définies mois par mois. Cette perte réduit l'irradiance dans le plan du champ (POA) du pourcentage saisi. Une valeur standard de 2 % est définie par défaut. Pour les zones qui reçoivent de la neige, envisagez d'augmenter les valeurs pendant les mois d'hiver. Un nettoyage fréquent réduira ce nombre, et inversement.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

Irradiance losses account for reduction in incident solar irradiance caused by dust or other seasonal soiling of the module surface that reduce the radiation incident on the subarray. Soiling losses cause a uniform reduction in the total irradiance incident on each subarray.

SAM calculates the nominal incident irradiance value for each time step using solar irradiance values from the weather file, and sun and subarray angles. When you specify soiling losses, SAM adjusts the nominal incident irradiance value by each soiling loss percentage that applies to the time step. You can see the effect of soiling losses in hourly results by comparing values of the nominal POA irradiance with the "after shading only" and "after shading and soiling" values. The radiation incident on the subarray is the POA total irradiance after shading and soling value (W/m2).

Perte de câblage DC

Pertes résistives (ohmiques) causées par le câblage DC.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

Resistive losses in wiring on the DC side of the system.

Perte de dégradation induite par la lumière

La dégradation induite par la lumière (LID) peut survenir sur les modules solaires au silicium cristallin après une première exposition au soleil.

Dans Solesca, ceci est combiné à la module quality loss pour constituer la nameplate loss, qui est directement transmise à SAM.

Perte de qualité du module

Tient compte de toute différence entre la valeur nominale spécifiée par le fabricant du module PV et les performances réelles. Peut être négative ou positive, où une perte négative représente un gain et une perte positive représente une perte régulière.

Dans Solesca, ceci est combiné à la light-induced degradation loss pour constituer la nameplate loss, qui est directement transmise à SAM.

Perte de désappariement des modules

Tous les modules d'une chaîne ne sont pas identiques. Étant donné que le courant le plus faible d'un module de la chaîne détermine le courant de toute la chaîne, cela peut entraîner des pertes.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

Slight differences in performance of individual modules in the array.

Perte de diodes et connexions

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

Voltage drops across blocking diodes and electrical connections.

Perte d'optimiseur DC

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

Accounts for power losses of any power conditioning equipment installed with the array. SAM does not explicitly model DC/DC conversion losses, but you can account for them here.

Perte d'erreur de suivi

Ceci n'apparaît que si vous avez sélectionné le suivi à un ou deux axes. De manière générale, vous pouvez laisser cette valeur à 0.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

Inaccuracies in the tracking mechanisms ability to keep the array oriented toward the sun. The default value of zero assumes a fixed array with no tracking.

Perte d'encrassement arrière

Ceci n'apparaît que si vous avez activé le mode bifacial. Si vous avez un ombrage arrière bifacial, vous pouvez également le saisir ici.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

A percentage of the irradiance incident on the rear-side of the bifacial array to account for soiling on the rear side of the array. A percentage of the irradiance incident on the rear-side of the bifacial array to account for shadows of racking equipment on the rear side of the array. to account for soiling on the rear side of the array."

Désappariement électrique bifacial

N'apparaît que si le mode bifacial est activé.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

For bifacial modules, accounts for electrical mismatch between modules in the array caused by variation of irradiance on the the rear-side of the array.

Perte de transmission

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

A reduction of the photovoltaic system's AC output due to wire losses in a transmission line.

Pourcentage de perte de câblage AC

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

Loss to account for electrical losses in AC wiring between the inverter and the grid connection point.

Perte à vide du transformateur

*Mise en garde : des recherches supplémentaires doivent être menées pour trouver un équivalent PVsyst exact.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

The transformer's rated no load loss as a percentage of the total inverter AC capacity. This is a constant loss caused by the magnetizing current in the transformer's core."

Perte en charge du transformateur

*Mise en garde : des recherches supplémentaires doivent être menées pour trouver un équivalent PVsyst exact.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

The transformer's rated load loss as a percentage of the inverter's AC output. These represent losses in the transformer's primary and secondary coil wiring that vary with the inverter's electrical output."

Perte d'indisponibilité du système

Tient compte des pannes inattendues du système ou de la maintenance. Appliquée directement comme un ajustement de perte AC. Sur le 8760, dans la dernière colonne, « System net AC output power », elle est moyennée sur l'année, même si ce n'est pas ainsi que la perte fonctionnerait en réalité (il s'agirait d'une période de temps discrète). Ceci permet d'éviter des « trous » aléatoires dans le 8760.

Modèle de ciel

La façon dont le rayonnement diffus (dispersé) est modélisé. Il est recommandé de conserver Perez.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

Isotropic The isotropic method assumes that diffuse radiation is uniformly distributed across the sky, called isotropic diffuse radiation.

HDKR The Hay-Davies-Kluchr-Reindl combination method accounts for the increased intensity of diffuse radiation in the area around the sun, called circumsolar diffuse radiation, in addition to isotropic diffuse radiation.

Perez The Perez method is the default value and is best for most analysis. It accounts for horizon brightening, circumsolar and isotropic diffuse radiation using a more complex computational method than the Reindl and Hay and Davies methods.

Mode d'ombrage

Contrôle le modèle d'ombrage inter-rangées. REMARQUE : Pour les types de racking carport et montage à plat, ceci est codé en dur sur None, car tous les modules existent sur le même plan (l'ombrage proche des structures de racking s'appliquera tout de même aux rangées adjacentes). Pour le racking est-ouest, c'est également codé en dur sur None, afin de pouvoir le remplacer par notre modèle interne d'auto-ombrage est-ouest.

Selon la doc SAM (opens in a new tab) :

For the Standard (non-linear) option:

• The cell material is crystalline silicon, either mono-crystalline or poly-crystalline. The self-shading model does not work for modules with thin film cells. SAM indicates the cell material on the Module page under Physical Characteristics.
• Each module in the array consists of square cells arranged in a rectangular grid with three bypass diodes.
• The array uses the fixed or one-axis tracking option on the System Design page. The self-shading model does not work for two-axis or azimuth-axis tracking.

For the Thin film (linear) option, the subarray's DC output responds linearly to the reduction in plane-of-array irradiance.

Obstructions

Traiter comme une obstruction de champ

Si vous essayez simplement de retirer un groupe de modules, il est généralement préférable de garder ceci désactivé. C'est le comportement par défaut. Si vous essayez de retirer une grande partie du champ, il est généralement judicieux d'activer ceci. Si l'obstruction n'est pas près du point de départ de la disposition (par exemple, en haut du champ pour une disposition de haut en bas), cela n'aura probablement aucun effet.

Lorsque ceci est activé, l'obstruction sera soustraite du champ avant que la disposition ne soit générée. Cela signifie que l'obstruction sera prise en compte lors de la détermination du point de départ du champ, c'est-à-dire que la disposition peut se décaler pour être aussi proche que possible de l'obstruction.

Lorsque ceci est désactivé, la disposition sera générée en premier, et les obstructions ne retireront des panneaux qu'après sa génération. Cela signifie que la disposition ne se décalera pas à cause de l'obstruction ; tout panneau qui croise l'obstruction sera plutôt retiré.

Types d'obstructions

Vous pouvez spécifier le type d'obstruction parmi les obstructions ci-dessous. Cela réglera automatiquement la hauteur et le retrait en fonction du type. De plus, cela mettra à jour le nom dans le panneau des calques pour identifier facilement vos différentes obstructions.