Glossaire PV

La Voc (tension à vide) est la tension maximale qu'un module PV délivre lorsqu'aucun courant ne circule. À -10 °C, elle peut dépasser de 10 à 12 % la valeur STC. La tension d'entrée maximale du MPPT doit être dimensionnée en conséquence, faute de quoi le régulateur de charge est endommagé. Règle empirique : (Voc du module × nombre en série) × 1,12 ≤ vocMax du MPPT.

La Vmpp est la tension à laquelle le module fournit sa puissance maximale. Le régulateur de charge MPPT s'y ajuste en permanence. Important : la somme des Vmpp de tous les modules en série doit rester dans la plage de travail du MPPT, sinon le tracker ne peut pas maintenir le point.

L'Isc (courant de court-circuit) est le courant qui circule lorsque les bornes du module sont reliées directement. Pour le dimensionnement des câbles et des fusibles, on calcule généralement avec Isc × 1,25 afin de garder une réserve en cas de fort ensoleillement (>1000 W/m²).

L'Imp est le courant que le module fournit au MPP. Imp × Vmpp donne la puissance maximale (Pmpp = puissance en Wc). Lors du dimensionnement du MPPT, la limite de courant du tracker (ipvMaxA) est comparée à l'Imp par chaîne.

Le Wc (watt-crête) est la puissance du module dans les conditions de test standard (STC : 1000 W/m², 25 °C de température de cellule, AM 1,5). En fonctionnement réel, la puissance est généralement inférieure de 10 à 20 % au Wc en raison de la température du module, de l'encrassement et des pertes. 1 kWc = 1000 Wc.

Les conditions de test standard sont les conditions normalisées dans lesquelles la Voc, la Vmpp, l'Isc, l'Imp et la Pmpp sont indiquées dans la fiche technique du module. En fonctionnement réel, les valeurs sont presque toujours moins bonnes (le module dépasse 25 °C). Pour des valeurs réalistes, il existe la NOCT.

La NOCT est plus proche du fonctionnement quotidien que les STC. Les fiches techniques des modules indiquent en général les deux jeux de valeurs. Pour les simulations de productible annuel, la NOCT est souvent plus représentative.

Le coefficient de température β indique de combien la Voc diminue pour chaque degré de hausse de température (valeur négative, la tension baissant avec la chaleur). Inversement, à -10 °C la Voc augmente d'environ 10 à 12 %. Cette valeur est la base de la correction à froid dans le dimensionnement MPPT.

En cas d'ombrage partiel, le courant serait limité par la cellule la plus faible. Les diodes de by-pass (typiquement 3 par module) contournent les sous-chaînes ombrées et évitent d'endommager le module. La contrepartie : le module ombré ne fournit alors plus que 2/3 ou 1/3 de sa puissance.

Les modules verre-verre sont plus durables (souvent 30 ans de garantie), plus lourds (environ 25-28 kg contre 20-22 kg) et généralement bifaciaux (ils exploitent aussi la lumière réfléchie sur la face arrière). Le verre-film est moins cher et plus léger, mais sa durée de vie est plus courte (25 ans). Important pour la statique et la structure de montage.

L'épaisseur du cadre est déterminante pour le choix des pinces d'extrémité et intermédiaires, qui doivent saisir exactement cette hauteur. Les modules verre-verre sont souvent sans cadre (0 mm) : il faut alors des pinces spéciales ou des systèmes collés.

Sur la courbe courant-tension (diagramme I-V), il existe exactement un point où le produit courant × tension est maximal. Ce MPP se déplace avec l'ensoleillement et la température. Le tracker MPPT ajuste la charge afin de maintenir ce point en permanence.

Le MPPT (maximum power point tracker) est un circuit électronique qui recherche en continu le point de fonctionnement optimal. Les MPPT modernes disposent souvent de 2 à 4 trackers indépendants, ce qui permet d'optimiser séparément des groupes de chaînes ombrés ou d'orientations différentes.

En dehors de cette plage, le MPPT ne peut pas fonctionner. Si la tension est trop basse, il se coupe ; si elle est trop élevée, le régulateur de charge est endommagé. Règle empirique : la somme des Vmpp des modules doit rester dans la plage à toute température (été comme hiver).

Par faible ensoleillement tôt le matin, une Voc minimale doit d'abord être atteinte pour que le MPPT s'enclenche (par exemple 8 V au-dessus de la tension batterie sur le Victron SmartSolar). Important en hiver et par lumière faible.

Une chaîne est l'unité électrique de base : plusieurs modules en série. Les tensions s'additionnent, le courant reste identique. Plusieurs chaînes en parallèle ont la même tension mais un courant plus élevé. Important : tous les modules d'une même chaîne doivent avoir la même orientation et ne pas être ombrés.

Avec N modules en série : V_chaîne = N × V_module, I_chaîne = I_module. Utilisé couramment pour amener la tension dans la plage du MPPT (p. ex. 8 modules à 40 Vmpp = 320 V pour un régulateur 100/30).

Avec N chaînes en parallèle : I_total = N × I_chaîne, V_total = V_chaîne. Utilisé lorsque la limite de courant du MPPT n'est pas atteinte. Important : toutes les chaînes en parallèle doivent être électriquement identiques (même nombre de modules, même orientation).

Notation standard du secteur pour décrire les chaînes. « S » = série, « P » = parallèle. 4S2P signifie : 2 chaînes de 4 modules chacune, montées en parallèle. Voc = 4 × Voc_module, Isc = 2 × Isc_module.

Le courant de la chaîne étant limité par le module le plus faible, toute inégalité entraîne une perte. Pertes de mismatch typiques : 1 à 3 % avec des modules identiques, jusqu'à 30 % en cas d'ombrage partiel important (un seul module ombré suffit). Les diodes de by-pass atténuent l'effet.

Une seule cellule ombrée peut abaisser le courant de toute la chaîne au niveau de cette cellule. Les diodes de by-pass limitent les dégâts, mais 1/3 ou 2/3 du module est perdu. Solution : des trackers MPPT séparés pour les zones ombrées, ou des optimiseurs de module.

L'onduleur est l'appareil central d'une installation PV raccordée au réseau. Variantes : onduleur de chaîne (une ou plusieurs chaînes), onduleur hybride (avec raccordement batterie), onduleur autonome (off-grid). Rendement actuel typique : 96 à 98 %.

Les onduleurs hybrides (p. ex. Fronius GEN24 Plus, Solis Hybrid, Huawei SUN2000) disposent à la fois d'entrées PV et d'un raccordement batterie. Avantage : un seul appareil au lieu de deux, câblage plus simple. La fonction de secours est souvent en option. Alternative : une solution couplée AC avec Victron MultiPlus et stockage.

Les installations autonomes nécessitent un dimensionnement généreux (plus de 3× la consommation journalière en réserve de batterie), des composants fiables et le plus souvent un groupe électrogène de secours. Applications typiques : refuges de montagne, bateaux, camping-cars. Le Victron Quattro et le MultiPlus-II sont ici la référence du secteur.

Victron ESS est une configuration logicielle de la gamme MultiPlus/Quattro qui permet le fonctionnement en parallèle du réseau avec tampon batterie. L'installation maximise l'autoconsommation, peut basculer en mode secours en cas de coupure et se pilote via Cerbo GX ou Venus OS.

La série RS (450/100 et 450/200) permet de câbler directement des tensions de chaîne élevées jusqu'à 450 V Voc. Important : le RS 450/100 possède 2 trackers MPPT, le RS 450/200 en a 4. Les SmartSolar classiques (100/30, 150/35, 250/100) sont des appareils à un seul tracker, pour de petites installations.

Le MultiPlus et le MultiPlus-II sont les convertisseurs-chargeurs standard de la gamme Victron pour les applications en parallèle réseau et autonomes. Le Quattro dispose en plus d'une seconde entrée AC (p. ex. pour un groupe électrogène) avec commutation sans coupure. L'EasySolar-II réunit MultiPlus, SmartSolar et distribution dans un seul coffret.

Le Phoenix Smart et le Phoenix VE.Direct sont de purs onduleurs, sans fonction de charge. On les utilise lorsqu'il s'agit uniquement de convertir l'énergie DC (batterie) en AC, sans fonctionnement en parallèle réseau. Typique en camping-car ou comme onduleur de secours pur.

La capacité est indiquée en kWh, souvent en distinguant « brute » (chimiquement disponible) et « utile » (limitée par la DoD). Avec le LiFePO4, 90 à 95 % sont utilisables, avec le plomb seulement 50 %. Règle de dimensionnement : 1 à 1,5 kWh de stockage par kWc installé.

La DoD détermine la capacité utile. LiFePO4 : 90 à 95 % de DoD sont possibles sans risque. Plomb-acide : typiquement 50 % de DoD, pour ne pas réduire de moitié la durée de vie. AGM/gel : 50 à 60 %. Le nombre de cycles de charge/décharge dépend fortement de la DoD.

Pour une batterie de 10 kWh, 0,5C signifie 5 kW de puissance de charge/décharge. Le LiFePO4 supporte typiquement 0,5 à 1C sans perte de durée de vie, le plomb seulement 0,1 à 0,2C. Important pour le dimensionnement de l'onduleur : sa puissance de charge ne doit pas dépasser la C-rate.

Le LFP (ou LiFePO4) est la chimie de la plupart des batteries domestiques modernes (Pylontech, BYD, Victron Smart Lithium, Fronius Solar Battery). Avantages par rapport au NMC : meilleure stabilité thermique, durée de vie plus longue, pas de cobalt. Inconvénient : densité d'énergie plus faible (plus de place pour les mêmes kWh).

Bien que techniquement inférieur au lithium, le plomb reste répandu dans les installations autonomes. L'AGM (absorbent glass mat) et le gel en sont les variantes sans entretien. DoD maximale : 50 %, sinon la durée de vie en cycles est divisée par deux. Rendement : 80 à 85 % (LiFePO4 : plus de 95 %).

Exprimée en mm² (section de cuivre ou d'aluminium). Dans les installations PV, typiquement 4 mm² ou 6 mm² pour les chaînes PV et 25 à 95 mm² pour les liaisons batterie-onduleur. Critères de choix : intensité admissible (DIN VDE 0298-4), chute de tension (max. 1 à 3 %) et calibre du fusible.

Calculée par ΔU = 2 × I × L × ρ / A (en DC), en AC avec en plus cos φ. Sur les chaînes PV, 1 % est le standard du secteur (au-delà, on gaspille de l'énergie) ; en 230 V AC, 3 % sont admis (DIN VDE 0100-520). La chute de tension augmente avec le courant et la longueur, et diminue avec la section.

L'intensité admissible dépend du matériau (Cu ou Al), de la section, du mode de pose (à l'air libre, enterré, en paroi) et de la température ambiante. Les tableaux figurent dans la DIN VDE 0298-4. Sur les chaînes PV, l'Iz est en outre multipliée par 1,25 comme réserve en cas de fort ensoleillement.

Modes de pose normalisés selon la DIN VDE 0298-4 : A1 (dans une paroi isolée), B2 (sous conduit en paroi), C (sur paroi), E (à l'air libre). L'intensité admissible peut varier d'un facteur 1,5 à 2 entre A1 et E, d'où son importance pour le dimensionnement.

Les câbles solaires sont à double isolation, résistants aux UV, sans halogène, tenue en température jusqu'à 120 °C et homologués pour 1500 V DC. Désignation H1Z2Z2-K (anciennement PV1-F). Sections standard : 4 mm² et 6 mm². Ne jamais utiliser de câble NYY-J ordinaire pour les liaisons DC.

L'égout est le bord horizontal inférieur de la toiture. Dans l'assistant PV, la « distance à l'égout » est la distance obligatoire (typiquement 300 mm) entre le bord inférieur du champ de modules et le bord du toit, afin que la charge de neige ne pousse pas dans la gouttière.

Sur une toiture à deux pans, le faîtage court longitudinalement au milieu, entre les deux versants. Dans l'assistant PV, la « distance au faîtage » est la distance obligatoire (typiquement 300 mm) entre le bord supérieur du champ de modules et le faîtage, afin que la tuile faîtière reste accessible.

La rive est le bord latéral de la toiture, du côté du pignon. Dans l'assistant PV, la « distance à la rive » (typiquement 300 mm) sert de distance de sécurité entre le bord latéral du champ de modules et le bord latéral du toit.

Les chevrons sont les poutres en bois porteuses (généralement 8/16 cm ou 10/20 cm). Entraxe typique : 70 à 90 cm. Important pour la fixation de la structure : les crochets de toiture et les crochets doubles doivent être vissés DANS le chevron, pas dans le lattis. D'où la logique d'aimantation aux chevrons dans la visualisation de la structure.

Les pannes (sablière en bas, panne intermédiaire ou panne faîtière en haut) portent les chevrons dans les charpentes à pannes. Sur les toitures en bac acier et en panneaux sandwich, les tire-fond sont vissés directement dans la panne.

Le liteau (environ 30/50 mm) repose en travers des chevrons et porte les tuiles. Important : les fixations PV ne doivent jamais reposer uniquement sur le lattis — elles doivent toujours atteindre le chevron. Les crochets de toiture ont souvent une géométrie adaptée qui contourne le galbe de la tuile ET atteint le chevron.

La couverture détermine la logique de fixation de la structure : tuile → crochet de toiture (avec ou sans découpe pour le galbe), tuile plate → crochet double, bac acier → tire-fond avec joint d'étanchéité, joint debout → pince à joint (serrage sans perçage), fibrociment ondulé → tire-fond passant par le sommet de l'onde.

Fixation standard des toitures en tuiles et en ardoises. Le crochet est vissé sur le chevron (avec 2 à 3 vis 6×80 ou 8×80) ; la tuile est partiellement entaillée, ou des formes de crochet spéciales contournent le galbe. Le rail est ensuite serré sur le dessus du crochet.

Le crochet double est utilisé en cas d'efforts d'arrachement élevés (dépression due au vent) ou avec les structures à deux couches. Il répartit la charge sur deux points de vissage et peut recevoir deux vis ou plus par fixation. Sur le plan : une plaquette avec deux points noirs (contre un seul point pour le crochet simple).

Les tire-fond sont la fixation standard des toitures en bac acier, en fibrociment ondulé et en panneaux sandwich (M8 ou M10, longueurs 150 à 300 mm). Une extrémité est un filetage bois (dans le chevron ou la panne), l'autre un filetage métrique avec joint EPDM et écrou pour recevoir le rail. Sur bac acier, il se pose toujours sur la nervure haute, jamais dans le creux.

Le C47 est le rail PV le plus répandu dans les pays germanophones (Solarplanit, K2, IBC). Section : 47 mm de large, 40 mm de haut, avec rainure en T pour les pinces. Longueurs de stock : 3 600 mm et 5 900 mm. Pour les files de rails plus longues, plusieurs pièces sont assemblées à l'aide d'éclisses.

Nécessaire lorsque la longueur totale du rail dépasse la longueur de stock de 5,9 m. L'éclisse est glissée dans la section intérieure des deux rails puis serrée. Représentée sur le plan par un symbole jaune à l'endroit du raccord. Important : les raccords ne devraient si possible pas se situer au droit d'une pince.

Les pinces d'extrémité se placent au bord de la rangée de modules (un côté presse le module, l'autre reste libre). Les pinces intermédiaires se placent entre deux modules et les maintiennent tous les deux. Les pinces doivent correspondre exactement à l'épaisseur du cadre (30, 35, 40 mm), sans quoi la tenue n'est pas sûre. Couple de serrage typique : 10 à 15 Nm.

Dans une structure à deux couches (DP_2L), un rail porteur inférieur continu supporte des rails de modules supérieurs disposés perpendiculairement. Un connecteur croisé est placé à chaque point d'intersection. Cette configuration est plus résistante qu'une structure à une couche, mais plus coûteuse et plus lourde.

Sur les installations en toiture-terrasse, la structure n'est pas percée mais lestée pour résister à la dépression du vent. Calcul selon l'ÖNORM B 1991-1-4 / EN 1991-1-4. Typiquement 100 à 300 kg par module, selon la zone de vent, la hauteur du bâtiment et l'inclinaison des modules. Le calcul tient compte du coefficient de frottement entre la membrane et la structure.

Sur les toitures-terrasses, les modules ne sont pas posés à plat (rendement trop faible) mais inclinés de 10 à 15°. Variantes : orientation sud (rendement maximal par module) ou est/ouest (davantage de modules sur la même surface, courbe journalière plus régulière). Produits standard : K2 D-Dome, IBC TopFix 200.

Calcul selon l'ÖNORM B 1991-1-3 ou la DIN EN 1991-1-3. Zones de charge de neige 1 à 4 en Autriche, plus des valeurs particulières pour la haute montagne. Une charge de base typique de 0,75 kN/m² est corrigée par un facteur d'altitude et un coefficient de forme (pente du toit). Les modules PV doivent supporter la charge de neige complète sans déformation — d'où le calcul de statique dans l'assistant.

Calcul selon l'ÖNORM B 1991-1-4. Données d'entrée essentielles : zone de vent (1 à 4), hauteur du bâtiment, catégorie de terrain (ville ou campagne) et forme du toit. Aux bords de la toiture (angles, rives), la dépression peut être 2 à 3 fois plus élevée qu'au centre — il faut alors des fixations supplémentaires.

Pour chaque point de fixation de crochet, l'effort d'arrachement calculé (kN) doit rester inférieur à la charge admissible de la vis à bois. Règle empirique : une vis 8×80 dans de l'épicéa tient environ 2,5 à 3 kN à l'arrachement. Au-delà : crochets doubles ou vis plus épaisses.

Dans le résultat de statique : un taux d'utilisation de 24 % signifie que l'installation n'exploite qu'un quart de sa capacité portante (grande réserve). 95 % serait critique (juste à la limite) ; au-delà de 100 %, il y a défaillance au calcul — il faut alors plus de fixations ou des composants plus résistants.

Le productible spécifique permet de comparer des installations indépendamment de leur taille. Facteurs : localisation (sud de l'Allemagne 1000 à 1100, nord 850 à 950), orientation (sud 100 %, est/ouest 85 à 90 %), inclinaison (20 à 35° optimale), ombrage, qualité des modules et rendement de l'onduleur.

Sans stockage, typiquement 25 à 35 % ; avec une batterie de 10 kWh, 60 à 80 % ; avec pompe à chaleur, voiture électrique et stockage, jusqu'à 90 %. Un taux d'autoconsommation élevé améliore la rentabilité, car l'électricité consommée sur place (environ 25 à 30 ct/kWh) vaut plus que celle injectée (5 à 12 ct/kWh en Autriche en 2025).

Alors que l'autoconsommation indique quelle part de l'électricité PV est utilisée, le taux d'autonomie décrit la part des besoins du foyer couverte par le PV. Avec 10 kWc et une batterie de 10 kWh, 60 à 75 % d'autonomie sont typiques. 100 % correspondrait à un fonctionnement en site isolé (irréaliste en hiver sans batterie surdimensionnée).

En Autriche, l'OeMAG verse un tarif soutenu pendant 13 ans (entre 5,5 et 12 ct/kWh en 2024/25, selon la subvention d'investissement obtenue). Alternative : la participation libre au marché via un fournisseur d'électricité (souvent un peu plus, mais variable). Important : une autoconsommation élevée est généralement plus rentable qu'une injection élevée.

Définit les zones de charge de neige 1 à 4 en Autriche, les corrections d'altitude à partir de 200 m et les coefficients de forme selon la pente du toit. Équivalent allemand : DIN EN 1991-1-3 avec son annexe nationale. Base Eurocode : EN 1991-1-3.

Définit les zones de vent 1 à 4 en Autriche (carte), les catégories de hauteur, les coefficients de pression par zone d'élément (angle, rive, centre) et les coefficients de frottement. Équivalent allemand : DIN EN 1991-1-4.

L'OVE E 8101 est la norme autrichienne d'installation pour les réseaux basse tension. Le calculateur de câbles utilise les tableaux d'intensité admissible de cette norme.

Définit, pour chaque mode de pose (A1, B2, C, E, D) et chaque section, l'intensité admissible permanente maximale. Elle sert de base à la colonne « intensité admissible » du calculateur de câbles.

Réalisation des installations d'alimentation photovoltaïques : exigences pour le câblage DC, les mesures de protection, les fusibles PV et les dispositifs de sectionnement. Norme internationale correspondante : CEI 60364-7-712.

Définit les exigences applicables aux câbles PV spéciaux : 1500 V DC, double isolation, résistance aux UV, sans halogène, plage de température -40 à +120 °C, durée de vie de 25 ans à 90 °C. Tout le câblage des chaînes PV devrait respecter cette norme.