Le diagramme des pertes système vous offre une répartition complète de la manière dont l'énergie circule à travers votre conception solaire — depuis le moment où la lumière du soleil frappe vos modules jusqu'à l'énergie finale en courant alternatif (AC) livrée au domicile. Chaque étape du diagramme montre quel pourcentage d'énergie est perdu et pourquoi, afin que vous puissiez identifier quelles pertes sont sous votre contrôle et lesquelles sont simplement physiques ou environnementales.
| 📝 Note : Les administrateurs peuvent modifier les valeurs par défaut des pertes système pour l'ensemble de leur locataire, et les utilisateurs peuvent ajuster certains pourcentages de pertes système pour chaque conception. Pour plus d'informations, voir Pertes Système. |
Vous pouvez accéder au diagramme des pertes système depuis le panneau de simulation > menu déroulant Avancé après avoir lancé une simulation de performance sur n'importe quelle conception en Mode Conception.
Pertes d'irradiance
Cette section montre la quantité d'irradiance utilisable qui atteint réellement vos modules après prise en compte de leur inclinaison, orientation et conditions environnementales.
Irradiance à l'inclinaison/orientation optimale
C'est le point de départ du diagramme des pertes — l'irradiance annuelle maximale qui pourrait tomber sur les modules s'ils étaient parfaitement inclinés et orientés pour l'emplacement de votre site.
Inclinaison
Cette perte représente l'irradiance non captée parce que vos modules ne sont pas à l'inclinaison ou à l'azimut optimal pour le site. Par exemple, les modules sur un toit plat afficheront une perte plus élevée ici que les modules inclinés entre 20 et 30°, selon l'emplacement.
Horizon
Cette perte prend en compte l'irradiance bloquée par le terrain lointain – collines, montagnes, crêtes et autres caractéristiques éloignées qui projettent de l'ombre sur un site à distance. Aurora construit automatiquement un profil d'horizon à 360° à partir des données d'élévation lorsque vous lancez une simulation, donc aucune modélisation manuelle n'est requise.
La perte est inférieure à 1 % pour la plupart des sites en zone plate, mais peut être significativement plus élevée pour les sites situés dans des vallées, des canyons ou sur des flancs de collines.
Pour plus de détails sur l'ombrage de l'horizon, voir cet article de blog.
Ombre
C'est l'irradiance perdue à cause de l'ombrage provenant des arbres, obstacles, murs, lignes de toit adjacentes et autres modules. Le moteur d'ombrage intégré d'Aurora calcule cette valeur directement à partir de votre modèle 3D. Avec LIDAR Shading activé, cette valeur prendra en compte l'ombrage provenant du LIDAR environnant.
Si vous lancez une simulation avec le moteur d'ombrage désactivé, la perte d'ombre affichée ici reflète la réduction manuelle d'ombre que vous avez définie dans vos paramètres de pertes système.
Encrassement
Cette perte prend en compte la saleté, le sable, la poussière ou d'autres débris sur les modules. La valeur appliquée correspond à la perte d'encrassement définie dans vos paramètres de pertes système — vous pouvez la définir comme une valeur annuelle unique ou la faire varier par mois.
Neige
Cette perte prend en compte la neige recouvrant les modules durant les mois d'hiver. Comme pour l'encrassement, elle est appliquée en utilisant la valeur (ou les valeurs mensuelles) de vos paramètres de pertes système.
Angle d'incidence
L'irradiance qui frappe un panneau solaire sous un angle — plutôt que perpendiculairement — subit des pertes optiques en traversant la couverture du module. Cette ligne quantifie ces pertes. Le modèle IAM d'Aurora est basé sur la loi de Snell et la loi de Bouguer.
Conseil : Les pertes IAM sont généralement faibles (inférieures à 3 %) pour des ensembles bien orientés vers le sud mais peuvent être plus importantes pour des configurations orientées à l'est ou à l'ouest.
Pertes en courant continu (DC)
Cette section couvre toutes les pertes électriques qui se produisent du côté DC du système — entre les modules et les entrées de l'onduleur.
Énergie après conversion PV
C'est le point de départ pour la section DC. Il représente la quantité d'énergie que la conception pourrait théoriquement produire compte tenu de l'irradiance incidente, de l'efficacité du module et de la surface du module :
E = S × Σ(ηA)
Où S est l'irradiance (kWh/m²), η est l'efficacité maximale du module aux conditions STC, et A est la surface du module (m²).
Conditions environnementales
C'est la plus grande perte DC pour la plupart des conceptions. Elle représente l'énergie perdue parce que les modules fonctionnent dans des conditions d'irradiance et de température variables tout au long de l'année — et non aux conditions idéales STC supposées par leurs spécifications.
Aurora exécute une simulation complète du circuit pour chaque heure, ajustant les paramètres du circuit équivalent de chaque module (ou chaîne de cellules, pour la simulation au niveau sous-module) en fonction de l'irradiance et de la température en temps réel.
Voir aussi : Moteur de Simulation Aurora · Simulation au Niveau Sous-module (Chaîne de Cellules)
Évaluation du module
C'est la même perte liée à la puissance nominale configurée dans vos paramètres de pertes système. Elle prend en compte la possibilité que la puissance nominale STC d'un module surestime légèrement sa puissance réelle en conditions réelles.
La plupart des panneaux modernes ont une tolérance positive de puissance, ce qui signifie qu'ils atteignent généralement ou dépassent légèrement leur puissance nominale — donc cette perte est souvent faible.
Dégradation
La dégradation induite par la lumière (LID) est un phénomène physique où les caractéristiques électriques des cellules en silicium cristallin changent après leur première exposition à la lumière. Le changement se produit rapidement — dans les premières heures de fonctionnement — mais il est permanent, donc Aurora le modélise comme un facteur de perte fixe.
La valeur appliquée ici correspond au paramètre LID dans vos paramètres de pertes système.
Connexions
C'est la perte résistive causée par le câblage interne et les connexions de soudure à l'intérieur des panneaux solaires. Ces connexions ajoutent une résistance électrique, ce qui réduit la puissance de sortie.
Désaccord
Aucun module issu d'une même série de production n'est parfaitement identique. De petites variations dans les paramètres électriques entre les modules — même au sein d'une même chaîne — provoquent de légères pertes d'énergie. Cette ligne capture ces effets de tolérance de fabrication.
Note : Les pertes de désaccord ne sont pas appliquées aux conceptions utilisant des micro-onduleurs ou des optimiseurs DC, car l'électronique de puissance au niveau module isole chaque module du reste de la chaîne.
Câblage DC
C'est la perte résistive dans les câbles reliant les modules ensemble au sein des chaînes. Des longueurs de câble plus importantes ou des conducteurs sous-dimensionnés augmenteront cette perte.
Pertes en courant alternatif (AC)
Cette section couvre toutes les pertes du côté sortie de l'onduleur.
Conversion DC/AC
C'est la perte d'efficacité des onduleurs dans votre conception. Aucun onduleur ne convertit la puissance DC en AC avec une efficacité de 100 % — la plupart fonctionnent entre 96 et 98 %, bien que la valeur exacte varie selon la puissance et la tension d'entrée.
Parce qu'Aurora modélise la courbe complète d'efficacité de l'onduleur (lorsque les données de test sont disponibles), la perte affichée ici reflète les conditions réelles de fonctionnement tout au long de l'année — pas seulement l'efficacité nominale. Une perte élevée de conversion DC/AC peut indiquer que le champ est significativement sous-dimensionné par rapport à la puissance nominale de l'onduleur.
Clipping de l'onduleur
Le clipping se produit lorsque le champ produit plus de puissance DC que l'onduleur ne peut en gérer. Dans ce cas, l'onduleur limite sa sortie à sa puissance nominale AC, et l'énergie DC excédentaire est perdue.
Si la perte due au clipping est importante, Aurora la signale également dans les avertissements de simulation. Si le clipping de l'onduleur est désactivé dans vos paramètres de simulation, cette ligne affichera 0 %.
Voir aussi : Qu'est-ce que le Clipping de l'Onduleur ?
Autres pertes
Ces pertes sont appliquées à la production finale en AC et représentent des facteurs divers qui affectent la production annuelle.
Âge
C'est la perte due à la dégradation des modules au fil du temps. Elle correspond à la perte d'âge (dégradation) définie dans vos paramètres de pertes système.
Disponibilité du système
Cela représente l'énergie perdue lorsque le système est hors ligne — en raison de maintenance planifiée, de pannes du réseau ou d'autres temps d'arrêt. Cela correspond au paramètre de disponibilité du système dans vos paramètres de pertes système.
Autres
Un fourre-tout pour tout facteur de perte supplémentaire que vous souhaitez prendre en compte et qui ne correspond pas aux catégories ci-dessus. La valeur provient du champ « Autres » dans vos paramètres de pertes système.