Ajustement de la configuration PV

Glint Solar vous offre la possibilité d'ajuster votre configuration photovoltaïque et de peaufiner l'agencement de votre site. Créez des profils prêts à l'emploi pour compléter vos conceptions en quelques minutes.

Il existe plusieurs facteurs à prendre en compte lors de l'optimisation de la conception du système afin de minimiser les pertes, ainsi que de nombreuses façons d'atténuer ces facteurs. Par exemple, pour éviter les pertes dues à l'ombrage, il faut choisir un emplacement avec peu ou pas d'obstacles à l'ombrage, s'assurer qu'il y a suffisamment d'espace entre les modules pour minimiser l'ombrage entre les rangées, et gérer la croissance de la végétation qui peut causer de l'ombrage.

Configuration de votre profil PV dans Glint Solar

Configurez des profils PV dans Glint Solar pour obtenir rapidement des conceptions fiables et précises. Créez des profils avec tous les schémas, panneaux et onduleurs que vous utilisez - y compris les détails du modèle de panneau spécifique, l'orientation, les détails de la table et de la rangée, les couloirs d'accès, le rapport AC-DC et les pertes - et appliquez-les à vos conceptions en un clic. Les profils vous permettent de comparer facilement la capacité estimée et le rendement spécifique et de visualiser l'aspect réel de votre site.

Chez Glint Solar, nous vous recommandons de vous fier à l'expertise PV pour établir les profils. Glint Solar inclut quelques exemples de profils dans le produit, mais la configuration PV optimale dépend de l'emplacement, de l'équipement spécifique, des préférences de l'entreprise, etc. Nous sommes très heureux de vous aider à configurer des profils - en particulier pour les utilisateurs qui n'ont pas d'expertise PV en interne.

Configuration PV disponible dans Glint Solar

Vous pouvez créer et modifier la configuration PV à deux endroits dans Glint :

1. Dans la fenêtre de configuration PV.

Cliquez sur le bouton Menu dans le panneau latéral gauche et sélectionnez Configuration PV.

Ou cliquez sur le bouton de vitesse à droite du profil utilisé pour une nouvelle analyse.

2. Lors de la création d'une nouvelle analyse pour un projet.

La configuration du profil s'ouvre dans une nouvelle fenêtre modale lorsque vous cliquez sur Créer une analyse.

Cliquez sur Profil utilisé pour cette analyse pour choisir parmi les profils existants.

La configuration complète du PV se présente comme suit :

Glossaire des paramètres

Profils

Nom du profil : choisissez ou modifiez le nom de votre profil.

Généralités

Source de données : Sélectionnez la source de données pour l'irradiation et les données climatiques. Glint propose deux options d'origine des données :

« default » utilise les données satellitaires pour les informations relatives à l'irradiation et les données ERA5 pour les détails climatiques.
'meteonorm' dérive les données d'irradiation et de climat de Meteonorm 8.2.

Dans la configuration « par défaut », l'algorithme propriétaire de Glint Solar calcule l'ombrage lointain, tandis que dans la configuration « meteonorm », les données d'ombrage lointain de meteonorm sont utilisées. Voir Analyse PV - Méthodologie et sources de données pour plus d'informations sur les sources de données.

Albédo : L'albédo fait référence aux propriétés réfléchissantes de la surface du sol où sont installés les panneaux solaires. L'albédo mesure la fraction de l'énergie solaire réfléchie dans l'atmosphère par le sol.

Pour les surfaces d'herbe et d'agriculture, les valeurs typiques utilisées se situent entre 0,15 et 0,25.
Glint recommande d'utiliser 0,2 par défaut.
Pour les zones enneigées, il est recommandé de prendre en compte différentes valeurs d'albédo au cours de l'année (c'est-à-dire les régions enneigées en hiver) et de faire une moyenne.
Les valeurs typiques de l'albédo pour la neige se situent entre 0,6 et 0,8.

Conception électrique

Choisir le module : Sélectionnez le module à utiliser. Pour en savoir plus sur l'importation de fichiers .PAN, voir plus loin dans cet article.

Inclure le gain bifacial : Cochez cette case pour inclure le gain bifacial dans le calcul de l'analyse.
Pour en savoir plus sur le gain bifacial, voir Équipement et disposition, Pertes dans Glint Solar et Analyse PV - Méthodologie et sources de données.

Rapport DC/AC de l'onduleur : Il s'agit du rapport entre la puissance maximale en courant continu (DC) pouvant être fournie par les panneaux solaires et la puissance maximale en courant alternatif (AC) pouvant être délivrée par l'onduleur.

Les rapports DC/AC inférieurs à 1,1 sont considérés comme faibles. Les rapports DC/AC supérieurs à 1,3 sont considérés comme élevés.
En général, un rapport de 1,25 est un bon point de départ.

Le rapport DC/AC est un paramètre clé lors de la conception du site.

Plus le rapport DC/AC est élevé, plus la quantité d'énergie produite au cours d'une année est importante - plus le rendement annuel, en MWh/an, est élevé.
Plus le rapport DC/AC est faible, plus l'énergie produite par unité de puissance installée est élevée - rendement spécifique plus élevé, kWh/kWp.

Si vous prévoyez des coûts fixes élevés pour votre projet, un rapport DC/AC élevé sera bénéfique, car plus d'énergie sera produite, plus il y aura de revenus pour compenser les coûts fixes. Le rapport DC/AC est également limité par la surface disponible pour le développement par rapport à la capacité disponible du réseau.

Rendement de l'onduleur [%] : Il s'agit du pourcentage de l'alimentation en courant continu qui est converti avec succès en courant alternatif utilisable par l'onduleur. Il reflète l'efficacité de l'onduleur à convertir l'électricité CC générée par les panneaux solaires en électricité CA pour la connexion au réseau ou la consommation locale.

Une valeur de 97,5 % est un bon point de départ pour créer une conception de base.
L'efficacité de l'onduleur varie non seulement d'un onduleur à l'autre, mais aussi en fonction de la puissance de sortie lorsqu'il est utilisé. Plus la puissance de sortie est proche de la puissance nominale de l'onduleur, plus celui-ci sera efficace.

Prenons l'exemple d'un onduleur dont la puissance nominale est de 300 kVA.

Lorsqu'il fonctionne à 15 kVA, son rendement est d'environ 96 %.
Cependant, lorsqu'il fonctionne à 300 kVA, le rendement est de 98,25 % (le rendement maximal).
Les courbes de rendement sont incluses dans le fichier OND (fichier que les fournisseurs d'onduleurs doivent fournir pour effectuer des simulations).

Disposition

Voir Équipement et disposition pour plus de détails sur les concepts ci-dessous.

Orientation : Sélectionnez l'orientation Portrait ou Paysage des panneaux.

Pour les systèmes de montage fixes, la disposition en mode portrait est l'orientation standard.
Les suiveurs sont toujours en mode portrait.

La tendance du marché est d'utiliser des modules PV qui sont « coupés en deux », ce qui signifie que le module PV est divisé en deux. Ainsi, lorsque la partie inférieure du module est ombragée (par exemple, tôt le matin, lorsque les ombres sont créées par la première rangée de tables photovoltaïques), la partie supérieure du module continue à produire de l'énergie. Les systèmes de montage photovoltaïques sont plus économiques lorsqu'ils sont disposés en mode portrait.

Type de montage : Sélectionnez l'inclinaison fixe, le suiveur à axe unique ou le montage est-ouest pour les panneaux.

Règles générales :

Pour les projets situés à des latitudes plus basses et disposant de beaucoup d'espace, un système de tracker sera plus avantageux. Par exemple, en Espagne, en Italie et en France, il est courant d'utiliser un suiveur à axe unique.
Pour les projets situés à des latitudes plus élevées et avec un espace plus restreint, les systèmes à inclinaison fixe sont plus avantageux. Par exemple, les projets du nord de l'Allemagne, du Royaume-Uni et de la Pologne sont normalement construits à l'aide d'un système fixe.
Dans la même zone donnée, un système à inclinaison fixe permet d'installer plus de courant continu qu'un système à suiveur - cependant, le rendement spécifique est plus élevé avec un système à suiveur.
Les systèmes de montage est-ouest sont normalement utilisés lorsqu'il y a très peu d'espace disponible par rapport à la puissance qu'il est prévu d'injecter. Les sites dotés de ce type de montage sont moins efficaces.

Alignement : Sélectionnez l'alignement central ou l'alignement en grille. L'alignement central optimise le site pour un nombre maximum de panneaux. L'alignement en grille optimise le site pour un câblage minimal.

Inclinaison [°] : Sélectionnez l'angle d'inclinaison des panneaux par rapport au plan horizontal. Les panneaux solaires sont inclinés afin de capter davantage de rayonnement.

Pour les projets en deux portraits (2P), les angles d'inclinaison typiques se situent entre 20 et 35 degrés.
Pour les projets en trois portraits (3P), les angles d'inclinaison typiques se situent entre 10 et 20 degrés.

En théorie, l'inclinaison optimale dépend de la latitude du site. Dans la réalité, cependant, d'autres facteurs sont pris en compte lors de la conception, tels que l'espacement entre les rangées de tables photovoltaïques. Il existe un compromis entre l'inclinaison théorique optimale pour une latitude spécifique et l'espace entre les rangées de tables.

Distance entre les rangs : La distance entre les rangées peut être définie soit comme une « distance de panneau à panneau », soit comme une « distance d'axe à axe ». L'axe à l'axe est la valeur par défaut dans Glint Solar et peut également être appelé « pas ».

Pour les projets en deux portraits (2P), le pas typique se situe entre 8,5 et 12 mètres.
Pour les projets en trois portraits (3P), le pas typique est compris entre 9,5 m et 14 m.

Les distances entre les rangées sont définies en combinaison avec l'angle d'inclinaison et la puissance en courant continu qui doit être installée sur le site.

Pour les sites où l'objectif est d'installer le maximum de courant continu, la distance minimale entre les panneaux est celle qui est nécessaire pour assurer une maintenance aisée. En général, une distance minimale de 2,5 m d'un panneau à l'autre est nécessaire pour utiliser de petites machines pour nettoyer les panneaux.

Taux d'emprise au sol : Le GCR représente la proportion de la surface totale du terrain occupée par les panneaux solaires par rapport à la surface totale du site du parc solaire.

Nombre de panneaux dans la largeur du tableau : le nombre de panneaux dans la largeur du tableau indique la quantité de panneaux solaires disposés côte à côte dans une rangée ou une largeur de tableau.

Pour les systèmes fixes, les valeurs typiques sont de 2 ou 3 modules en portrait.
Pour les trackers, les valeurs typiques sont 1 ou 2 modules en portrait.

Nombre de panneaux dans la longueur du tableau : Le nombre de panneaux dans la longueur du tableau indique la quantité de panneaux solaires disposés bout à bout dans une rangée ou une longueur de tableau.

Le mieux est de faire correspondre la longueur de la table avec le nombre de modules en série pour chaque chaîne. Cela rend le site plus complet pour la construction.
Par exemple, s'il y a 28 modules par chaîne, le nombre de panneaux dans la longueur du tableau doit être de 28.

Espacement des tables : L'espacement des tables fait référence à la distance entre les différentes rangées ou tables de panneaux solaires.

Azimut de la surface [°] : L'azimut de la surface est la direction du compas de la surface sur laquelle les panneaux solaires sont montés, ce qui affecte l'exposition à la lumière du soleil tout au long de la journée.

Dans la plupart des cas, l'azimut est de 180 degrés.
Certaines autorisations peuvent être requises pour fixer l'azimut à des angles différents - par exemple, pour éviter les reflets et l'éblouissement dans les aéroports voisins.

Élévation du module [m] : L'élévation du module représente la hauteur à laquelle les panneaux solaires sont installés au-dessus du sol, ce qui influe sur des facteurs tels que la garde au sol et l'accès pour la maintenance.

L'élévation du module pour les systèmes fixes se situe normalement entre 0,6 et 0,8m. Une certaine surélévation du module est nécessaire en cas de présence d'herbe. Dans certains sites spécifiques, le flottement doit être pris en considération.
Pour les trackers, l'élévation du module dépend de l'angle de rotation. Dans les cas typiques, l'angle de rotation est de 55 degrés et une élévation minimale du module comprise entre 0,6 et 0,8 m est recommandée.

Couloirs

Activer l'horizontal : Cochez cette case pour activer les couloirs qui s'étendent horizontalement (d'est en ouest) entre les tables.

Activer vertical : Cochez cette case pour activer les couloirs verticaux (du nord au sud) entre les tables.

Rangs : Indiquez le nombre de rangées qui doivent séparer les couloirs.

Distance : Entrez la largeur des couloirs.

Colonnes : Indiquez le nombre de colonnes qui doivent se trouver entre les couloirs.

Distance : Entrez la largeur des couloirs.

Pertes

Voir Pertes pour plus de détails sur les concepts ci-dessous.

Perte due à l'encrassement : La perte par encrassement fait référence à la réduction de la production d'énergie due à l'accumulation de saleté, de poussière ou d'autres contaminants à la surface des panneaux solaires, ce qui diminue leur capacité à capter efficacement la lumière du soleil dans les centrales photovoltaïques.

Les valeurs doivent être comprises entre 1 % et 2 %.

Perte de disponibilité : La perte de disponibilité représente les périodes pendant lesquelles une centrale photovoltaïque n'est pas opérationnelle ou disponible pour produire de l'électricité, souvent en raison d'une maintenance, d'un temps d'arrêt ou d'événements imprévus.

Une valeur typique est de 0,2 %. Cette valeur tient compte d'une fermeture du site trois fois par an pendant une période de 3 heures pour la maintenance ou les contrôles.
La perte de disponibilité est parfois prise en compte dans le modèle financier. Dans ce cas, elle doit être fixée à 0 %.

Perte de câblage : La perte de câblage fait référence aux pertes d'énergie qui se produisent dans le câblage électrique et les connexions au sein d'un système PV, ce qui a un impact sur l'efficacité de la transmission de l'énergie des panneaux solaires aux onduleurs et aux autres composants.

Les pertes de câblage devraient se situer entre 1,5 % et 3 % si le dimensionnement du câblage a été effectué conformément aux meilleures pratiques et aux normes.

Dégradation induite par la lumière : La dégradation induite par la lumière (LID) est le phénomène par lequel les panneaux solaires subissent une réduction initiale de leur efficacité lorsqu'ils sont exposés à la lumière du soleil, ce qui se produit généralement au cours des premières heures ou des premiers jours de fonctionnement, après quoi la dégradation se stabilise.

La perte LID est de 2 % pour les modules de type p. La perte LID est de 1 % pour les modules de type n.
La perte de LID est de 1 % pour les modules de type n.

Pour connaître le type de module utilisé, veuillez consulter la fiche technique.

Normalement, les modules d'une puissance supérieure à 650 W sont de type N.
Les modules d'une puissance inférieure à 650 W sont généralement de type P.
Les modules de type N sont généralement privilégiés pour les projets à grande échelle car ils sont plus efficaces.

En cas de doute, il est recommandé de fixer la valeur à 2 %.

Perte de puissance nominale : La perte de puissance nominale se produit lorsque la performance réelle des panneaux solaires est inférieure à leur capacité nominale, souvent en raison de facteurs tels que l'inefficacité, l'ombrage ou des conditions de fonctionnement sous-optimales.

Dans la plupart des simulations, cette valeur est fixée à 0,3 %.
Idéalement, cette valeur est obtenue en comparant la performance réelle de chaque module avec les tests effectués dans l'installation d'essai avant d'être livrés sur le site.

Dégradation annuelle : La dégradation annuelle représente la réduction attendue de l'efficacité des panneaux solaires au fil du temps, indiquant le déclin progressif de leur performance au fur et à mesure qu'ils vieillissent et subissent l'usure.

La dégradation varie de 0,5 % à 2 % en fonction de la qualité du module.
Les modules de qualité supérieure se dégradent à raison de 0,5 % par an.

Cette valeur est obtenue à partir de la fiche technique du module photovoltaïque.

La dégradation annuelle peut être calculée en divisant la différence entre la puissance maximale et la puissance minimale garantie par le nombre d'années entre ces valeurs.

Perte d'adaptation : La perte de désadaptation fait référence à la diminution de la production globale d'énergie causée par les variations des caractéristiques électriques des panneaux solaires individuels au sein d'un groupe photovoltaïque.

Les valeurs varient de 0,5 % à 1,5 %.
Glint recommande d'utiliser 1 %.

Perte de connexion : La perte de connexion se produit lorsque les connexions électriques, telles que les câbles et les connecteurs, subissent des pertes d'énergie, ce qui a un impact sur la transmission efficace de l'électricité au sein de la centrale photovoltaïque.

Dans la plupart des simulations, cette valeur est fixée à 0,5 %.

Perte de neige : La perte de neige fait référence à la réduction de la production d'énergie par temps de neige, lorsque les panneaux solaires sont recouverts de neige, ce qui empêche la lumière du soleil d'atteindre les cellules photovoltaïques.

La perte de neige est très difficile à prévoir et à calculer avec précision, car il est compliqué de déterminer le moment où la neige va réellement « partir » ou glisser du module photovoltaïque.
De nombreux facteurs interviennent : l'inclinaison du module, la typologie de la neige, la température, etc.
La valeur maximale typique est de 5 % pour le mois le plus défavorable, avec une diminution progressive de novembre à avril.

Perte totale : La somme totale de toutes les pertes susmentionnées.

Panneaux

Glint Solar prend en charge l'ajout de quatre technologies cellulaires différentes : monocristalline, multicristalline, hétérojonction (HJT), CIGS et CdTe. Dans l'analyse du rendement énergétique, les modules à hétérojonction sont traités de la même manière que les modules monocristallins, qui constituent pour l'instant la norme dans l'industrie photovoltaïque. Notez que si vous choisissez des panneaux HJT, vous devez mettre les pertes LID à zéro dans la section des pertes du profil.

Importer un panneau : Pour importer un panneau, il suffit de sélectionner le fichier .PAN sur votre ordinateur ou de le faire glisser dans l'espace prévu à cet effet.

Nom du panneau : sélectionnez ou entrez le nom du panneau à utiliser dans les profils PV.

Type de cellule : Le type de cellule fait référence à la technologie utilisée dans les cellules solaires d'un module PV, comme les cellules monocristallines, polycristallines ou à couche mince, qui influencent l'efficacité et le coût du module.

Nombre de cellules : Le nombre de cellules dans un module PV représente la quantité de cellules solaires individuelles connectées en série ou en parallèle pour obtenir les caractéristiques de tension et de courant souhaitées.

Bifacialité : La bifacialité des modules photovoltaïques fait référence à leur capacité à capter la lumière du soleil à la fois de l'avant et de l'arrière, ce qui permet d'augmenter le rendement énergétique en utilisant la lumière du soleil réfléchie.

Longueur [m] : La longueur spécifie la dimension physique d'un module PV, représentant l'une de ses dimensions primaires en mètres.

Largeur [m] : La largeur spécifie l'autre dimension primaire d'un module PV, représentant sa mesure perpendiculaire à la longueur en mètres.

Puissance nominale STC [W] : La puissance nominale STC (Standard Test Conditions) indique la puissance de sortie maximale d'un module PV dans des conditions standard, généralement mesurée en watts.

Puissance nominale PTC (en option) [W] : La puissance nominale PTC (PVUSA Test Conditions) est une mesure alternative qui reflète les performances réelles, en tenant compte de facteurs tels que la température, le rayonnement solaire et la vitesse du vent.

Courant de court-circuit (Isc) [A] : Isc est le courant maximum qu'un module PV peut produire lorsque ses bornes sont court-circuitées, mesuré en ampères.

Tension en circuit ouvert (Voc) [V] : Voc est la tension maximale qu'un module PV peut produire lorsque ses bornes sont en circuit ouvert, mesurée en volts.

Courant au point de puissance maximale (Imp) [A] : Imp est le courant produit par un module PV lorsqu'il fonctionne à son point de puissance maximale, mesuré en ampères.

Tension au point de puissance maximale (Vmp) [V] : La Vmp est la tension à laquelle un module PV fonctionne pour produire sa puissance maximale, mesurée en volts.

Température nominale de fonctionnement du module (NOCT) [°C] : La TOCN est la température à laquelle un module photovoltaïque est censé fonctionner dans des conditions spécifiques, affectant ses performances et son rendement.

Coefficient de température de Pmax [%/°C] : Ce coefficient représente la variation en pourcentage de la puissance de sortie maximale d'un module PV par degré Celsius de variation de température.

Coefficient de température de Isc : Ce coefficient représente le taux de variation du courant de court-circuit en fonction de la température pour un module photovoltaïque.

Coefficient de température de Voc : ce coefficient représente le taux de variation de la tension en circuit ouvert en fonction de la température pour un module PV.

Ressources supplémentaires

Pour plus de détails sur la configuration des modules photovoltaïques, veuillez consulter le Guide de planification des sites solaires.

Profiles	Profiles (suite)	Panneaux