Méthodologie d'ingénierieDernière mise à jour : mars 2026

Comment Solar Stack calcule la compatibilité de chaîne

Solar Stack vérifie que votre configuration de chaîne de panneaux solaires est électriquement sûre et compatible avec votre onduleur. Les calculs suivent les normes IEC 62548, NEC 690.7 et la même physique utilisée par les outils professionnels de conception.

Ce que nous vérifions

Chaque calcul effectue 11 vérifications de validation. Un échec signifie que la configuration est dangereuse ou non fonctionnelle. Un avertissement signifie une performance réduite mais aucun dommage.

FAILTension DC max de l'onduleur

La tension en circuit ouvert de la chaîne à la température la plus froide ne doit pas dépasser la limite matérielle absolue de l'onduleur. La dépasser détruit l'onduleur.

FAILClasse d'isolation du module

La tension de la chaîne doit rester en dessous de la tension système nominale du panneau (classe 1000V ou 1500V). La dépasser peut provoquer une rupture d'isolation et des arcs électriques.

WARNINGLimite supérieure MPPT

Un Voc matinal par temps froid supérieur au maximum MPPT retarde le démarrage jusqu'à ce que les panneaux se réchauffent. Pas dangereux, mais gaspille l'énergie du matin.

FAILLimite inférieure MPPT

Par temps chaud, la tension des panneaux diminue. Si la chaîne tombe en dessous du minimum MPPT, l'onduleur ne peut plus suivre la puissance et s'arrête.

WARNINGTension de fonctionnement MPPT par temps froid

Un Vmpp par temps froid supérieur au maximum MPPT force l'onduleur à s'éloigner du point de puissance optimal. Efficacité réduite, aucun dommage.

WARNINGLimite de courant d'entrée

Le courant total des chaînes en parallèle supérieur à la limite de l'onduleur provoque un écrêtage de puissance. L'onduleur limite le courant en toute sécurité, mais vous perdez de l'énergie. Sur les onduleurs à entrées MPPT inégales, chaque traqueur est vérifié selon sa propre limite.

FAILCourant de court-circuit

Le courant de court-circuit circule même quand l'onduleur est éteint. Dépasser le Isc nominal endommage les circuits de protection et crée un risque d'incendie. Sur les onduleurs à entrées MPPT inégales, chaque traqueur est vérifié selon sa propre limite. Un second test, plus strict, suit la norme d'installation (IEC 60364-7-712) : l'entrée doit supporter 1,25 × l'Isc des panneaux aux STC, marge pour un soleil plus intense que 1000 W/m². Sans cette marge, la vérification avertit au lieu de valider.

WARNINGRatio DC/AC

Compare la puissance DC totale des panneaux à la puissance AC de l'onduleur. La plage optimale est 1,0–1,3. Au-dessus de 1,5, l'onduleur écrête une énergie significative aux heures de pointe — vous perdez ce que vos panneaux produisent.

WARNINGEntrées de chaînes

Chaque tracker MPPT dispose d'un nombre défini de connecteurs pour les chaînes en parallèle. On peut en installer davantage, mais elles doivent être regroupées par connecteurs en Y ou dans un coffret de raccordement, et chacune a alors besoin de son propre fusible. Si la notice de l'onduleur autorise elle-même deux chaînes sur une entrée (par exemple un tracker de 36 A avec une seule paire de connecteurs), le contrôle passe et mentionne seulement le connecteur en Y.

WARNINGPuissance PV max. en entrée

La limite de fiche technique de l'onduleur sur la puissance des modules. Le rapport DC/AC n'a qu'un seuil par type d'appareil et ne voit pas un modèle auquel la fiche accorde moins : un hybride limité à 1,6× son AC passe largement sous le seuil 2,0. Si la fiche technique donne aussi une « puissance PV max. raccordable » plus élevée — ce que l'on peut raccorder, pas convertir —, le contrôle utilise cette valeur.

WARNINGFusibles de chaîne

Les chaînes regroupées sur une entrée MPPT s'alimentent mutuellement : un défaut sur l'une reçoit le courant de toutes les autres. Au-delà du fusible maximal du panneau, chaque chaîne en parallèle a besoin du sien.

Modèle de température

La température a le plus fort impact sur la tension de la chaîne. Le froid augmente la tension (risque de sécurité), la chaleur la diminue (risque de performance). Notre modèle distingue correctement la température ambiante de la température de cellule.

Vérifications par temps froid : température ambiante

Pour les calculs de tension maximale, nous utilisons directement la température ambiante. Par un matin froid et clair, les panneaux sont à la température ambiante quand la lumière du soleil les frappe pour la première fois — c'est le pire des cas pour la surtension, avant que les cellules ne chauffent.

T_cell_cold = T_ambient_min (panneaux pas encore chauffés)

Vérifications par temps chaud : température de cellule

Pour les calculs de tension minimale, nous avons besoin de la température de cellule — qui est significativement plus élevée que l'air ambiant. Nous supportons deux méthodes, en choisissant automatiquement la plus précise.

T_cell_hot = T_ambient_max + (NOCT − 20) × 1,25

Méthode 1 : formule NOCT (préférée)

Quand la valeur NOCT (température nominale de fonctionnement de la cellule) du panneau est disponible dans la fiche technique, nous utilisons la formule IEC 61215. C'est la méthode standard utilisée par les outils professionnels de conception. Pour un NOCT typique de 45°C, l'écart de température de cellule est de 31,25°C au-dessus de l'ambiant.

T_cell = T_ambient + (NOCT − 20) / 800 × 1000

Méthode 2 : décalage selon le montage (par défaut)

Quand le NOCT n'est pas disponible, nous utilisons un décalage simplifié basé sur le type de montage.

Type de montage	Écart de temp. cellule
Sol / structure ouverte	+25°C
Support sur toit (>15 cm d'espace)	+30°C
Pose à plat sur toit	+35°C

Corrections avancées

Quand la fiche technique fournit des paramètres supplémentaires, nous appliquons des corrections pour la précision d'ingénierie.

Gain de courant bifacial

Les panneaux bifaciaux reçoivent une irradiance supplémentaire par la réflexion du sol (albédo). Cela augmente le courant de court-circuit, ce qui compte pour les vérifications de surintensité. Le gain dépend de la surface au sol : herbe ≈ 20%, sable ≈ 30%, neige ≈ 60%. Un facteur de vue de 0,7 est appliqué pour tenir compte des conditions réelles (illumination non uniforme, ombrage structurel, hauteur de montage). C'est le standard de l'industrie référencé dans AS/NZS 5033:2021.

Isc_effective = Isc_hot × (1 + bifaciality × albedo × 0,7)

Mode micro-onduleur (vérifications par entrée)

Lorsque l'onduleur sélectionné est un micro-onduleur, nous passons à la vérification par entrée : chaque entrée reçoit les panneaux que l'appareil y raccorde : un seul sur presque tous les modèles, deux en série sur quelques-uns. Les tensions sont donc évaluées sur ce groupe et le courant sur un module unique, car des panneaux en série portent le même courant. Nous vérifions Voc(froid) par rapport à la limite matérielle de l'entrée, Vmpp(chaud) par rapport au minimum MPPT, Isc(chaud) par rapport à la valeur nominale de court-circuit par entrée et Impp par rapport au courant nominal par entrée. Le ratio DC/AC compare Pmax du panneau × entrées-par-onduleur à la puissance AC nominale du micro-onduleur — le nombre de micro-onduleurs s'annule puisque chaque unité est dimensionnée de la même façon. Lorsque la fiche technique indique une puissance d'entrée DC, le ratio n'avertit qu'au-delà — le fabricant la dimensionne pour la puissance AC de l'appareil.

Plusieurs onduleurs identiques

Un système à plusieurs onduleurs identiques (par exemple 78 panneaux sur deux unités de 15 kW) se vérifie onduleur par onduleur : un onduleur ne voit que les chaînes câblées sur ses propres entrées MPPT, l'onduleur voisin ne change donc pas le résultat. L'interrupteur « Plusieurs onduleurs identiques » multiplie les totaux du système — panneaux, puissance DC et AC — par le nombre d'unités, tandis que chaque vérification de sécurité reste par onduleur. Si les champs diffèrent, faites un calcul séparé par onduleur avec ses chaînes réelles.

Onduleurs à optimiseurs de puissance (SolarEdge)

Un onduleur qui ne fonctionne qu'avec des optimiseurs de puissance maintient sa chaîne à une tension DC fixe — 380 V en monophasé, 750 V en triphasé — quel que soit le nombre de panneaux : les vérifications de tension et de courant de chaîne décrites plus haut portent donc sur un circuit qui n'existe pas. Pour ce type, nous vérifions à leur place les règles de conception de la fiche des optimiseurs : le nombre d'optimiseurs par chaîne face au minimum et au maximum de la classe d'onduleur, et la puissance nominale de la chaîne face à la limite par chaîne (un onduleur dont la puissance nominale est égale ou inférieure à cette limite peut porter une chaîne unique jusqu'à sa propre puissance DC maximale). Indiquez votre optimiseur et nous vérifions aussi le panneau seul face à lui : sa Voc par grand froid face à la tension d'entrée maximale de l'optimiseur, son courant de court-circuit par forte chaleur face au courant de module qu'il accepte, et sa puissance nominale face à sa puissance d'entrée nominale. Les températures et la production sont modélisées exactement comme pour un onduleur string.

Les règles de nombre et de puissance par chaîne sont bloquantes : sous le minimum, l'onduleur n'atteint pas sa tension de fonctionnement ; au-delà des limites, la conception sort des règles du fabricant. La règle de puissance du panneau est un avertissement — l'optimiseur limite lui-même sa sortie, le prix est des watts écrêtés, pas un dégât.

Analyse du courant selon l'orientation

Quand des chaînes parallèles sur le même MPPT sont orientées différemment (ex. est et ouest sur un toit à deux pans), elles ne peuvent jamais produire leur courant maximal simultanément. Solar Stack calcule le courant combiné réaliste dans le pire des cas en utilisant la géométrie solaire.

Comment ça fonctionne

Pour un lieu d'installation donné, nous calculons la position du soleil toutes les 15 minutes le 21 de chaque mois — parmi ces jours, les deux solstices et les deux équinoxes, car une surface très inclinée ou verticale (un balcon, une façade) est mieux éclairée par un soleil bas. À chaque instant, nous calculons l'irradiance frappant chaque chaîne en fonction de son azimut et de son inclinaison, puis additionnons les courants des chaînes d'une même entrée. Le courant combiné maximal de l'année est le pire des cas réaliste. En mode simple, le calculateur ne sait pas quelles chaînes seront raccordées ensemble : il additionne donc à chaque instant les plus fortes — la pire association, jamais la plus favorable.

I_combined(t) = Σ Isc_hot × (POA_irradiance_string_i(t) / 1000)

Sécurité et normes

Les équipements de protection (câbles, fusibles) doivent toujours être dimensionnés en utilisant le courant du pire des cas — toutes les chaînes à plein Isc simultanément, selon IEC 62548 et NEC 690 —, c'est pourquoi le contrôle du courant de court-circuit n'utilise jamais la valeur tenant compte de l'orientation. Le courant d'entrée est différent : au-delà de cette limite, l'onduleur ne fait que retenir le courant excédentaire, ce qui coûte de l'énergie, pas du matériel. Quand le pire des cas dépasse la limite de l'entrée mais que le pic réaliste reste dedans, ce contrôle est validé et en donne la raison ; notre simulation de ces configurations sur cinq années de météo horaire n'a trouvé aucune perte d'énergie mesurable.

Exemple : chaînes Est-Ouest à 50°N

Deux chaînes à 20° d'inclinaison, l'une orientée Est (90°), l'autre Ouest (270°). Le soleil ne peut jamais être perpendiculaire aux deux en même temps. Vers midi, les deux reçoivent une irradiance modérée — c'est le moment où le courant combiné atteint son pic. À 50° N, le maximum réaliste est d'environ 87% de la somme naïve à cette inclinaison et d'environ 81% sur un toit à 30° : les deux pans voient encore l'essentiel du soleil de midi.

Topologies de câblage

Les panneaux solaires peuvent être câblés à un onduleur de trois façons. Solar Stack détecte automatiquement la topologie à partir des spécifications de l'onduleur et affiche des conseils contextuels dans le calculateur.

Série (chaîne)

Tous les panneaux en série forment une chaîne. La tension s'additionne, le courant reste identique. Topologie standard pour les onduleurs réseau avec un courant MPPT modéré (10–30A). Exemple : 15 panneaux × 40V = chaîne de 600V.

Série-parallèle (nSnP)

Plusieurs chaînes identiques sont connectées en parallèle avant l'entrée de l'onduleur. La tension est celle d'une chaîne, mais le courant se multiplie. Courant sur les onduleurs hybrides basse tension (systèmes batteries 48V/96V) avec 50–100A par MPPT. Notation nSnP — par exemple, 3S3P = 3 panneaux en série × 3 chaînes en parallèle = 9 panneaux. Connecteurs MC4 en Y ou boîtier de jonction nécessaires.

Multi-MPPT

L'onduleur dispose de plusieurs trackers MPPT indépendants, chacun gérant des groupes de chaînes séparés. Chaque tracker est vérifié indépendamment. Cela permet de mixer différentes orientations ou types de panneaux. Le mode avancé de Solar Stack configure chaque tracker séparément.

Comment la topologie est détectée

Le calculateur détermine la topologie automatiquement : si l'onduleur a plus d'un tracker MPPT, c'est du multi-MPPT. S'il a un seul MPPT avec une capacité de courant élevée (≥45A) ou supporte 3+ chaînes par entrée, c'est du série-parallèle. Sinon, c'est une simple topologie série. La bannière apparaît automatiquement.

Mode multi-MPPT

Les onduleurs modernes ont souvent plusieurs trackers MPPT, chacun gérant des groupes de chaînes indépendants. Solar Stack supporte la configuration par tracker pour une analyse de compatibilité précise.

Vérifications par tracker

En mode multi-MPPT, vous configurez chaque tracker séparément — nombre de panneaux par chaîne, chaînes par tracker et données d'orientation optionnelles. Chaque tracker effectue la série complète des vérifications indépendamment, car chaque MPPT fonctionne comme une entrée électriquement séparée.

Agrégation des résultats

Le résultat global du système prend le pire statut de tous les trackers. Si le tracker 1 passe toutes les vérifications mais le tracker 2 a un avertissement, le résultat système est « avertissement ». L'analyse de puissance additionne tous les trackers pour la production totale du système.

Estimation de la puissance produite

Solar Stack estime la puissance DC produite en conditions réelles de fonctionnement. La puissance STC nominale diminue par temps chaud en raison du coefficient de température de Pmax (généralement −0,30 à −0,40%/°C). Quand les orientations par chaîne sont fournies, la puissance crête réaliste tient compte du fait que des chaînes orientées différemment ne peuvent pas toutes produire leur puissance maximale simultanément.

P_dc = N_modules × N_strings × Pmax × (1 + TC_Pmax/100 × (T_cell − 25)) × (G_poa / 1000)

La puissance ajustée selon l'orientation utilise le ratio d'irradiance au moment du pic combiné — le même pas de temps que pour l'analyse du courant. C'est une estimation conservative pour le dimensionnement du système.

Pic au meilleur cas (froid + apport bifacial)

Par temps froid et ensoleillé, les panneaux dépassent leur valeur STC : Pmax augmente quand la température de cellule descend sous 25 °C. Solar Stack projette ce pic avec la même formule NOCT utilisée pour la perte par chaleur, mais évaluée à l'ambiance la plus froide définie par l'utilisateur en plein soleil. Les modules bifaciaux ajoutent un gain albédo arrière par-dessus.

T_cell_peak = T_min + (NOCT − 20) × 1,25;   P_peak = P_stc × (1 + TC_Pmax/100 × (T_cell_peak − 25)) × (1 + bifacialité × albédo × 0,7)

Sous climat chaud, la cellule reste au-dessus de 25 °C même au jour le plus froid : l'apport thermique disparaît, seul le gain bifacial subsiste. Le +X% affiché combine les deux effets.

Formules de base

Tous les calculs utilisent les valeurs de la fiche technique STC (25°C) ajustées par les coefficients de température. TC_Voc est utilisé pour les corrections de Voc et Vmpp — pratique courante car TC_Vmpp est rarement dans les fiches techniques.

Tension en circuit ouvert par temps froid

Voc_cold = Voc_stc × (1 + TC_Voc/100 × (T_cold − 25))

Tension de fonctionnement par temps chaud (temp. cellule NOCT)

Vmpp_hot = Vmpp_stc × (1 + TC_Voc/100 × (T_cell_hot − 25))

Courant de court-circuit par temps chaud (avec gain bifacial)

Isc_hot = Isc_stc × (1 + TC_Isc/100 × (T_cell_hot − 25)) × (1 + bif × albedo × 0,7)

Courant de court-circuit de dimensionnement (IEC 60364-7-712)

I_dim = 1,25 × Isc_stc × N_chaînes × (1 + bif × albedo × 0,7)

Tension de chaîne (en série)

String_Voc = N_modules × Voc_cold

Courant sur le MPPT le plus chargé (pire cas)

Isc_par_MPPT = ceil(N_strings / N_MPPT) × Isc_hot

Courant total par MPPT (avec orientation)

Total_Isc_realistic = Σ (Isc_hot × POA_ratio_i) where POA_ratio = G_poa / 1000

Ratio DC/AC

DC_AC_ratio = (N_modules × N_strings × Pmax_stc) / Inverter_AC_power

Exemple détaillé

Un système bifacial LONGi Hi-MO 9 avec données NOCT disponibles.

Configuration

Panneau : LONGi 660W — Voc = 49,92V, Vmpp = 41,38V, Isc = 18,35A, TC_Voc = −0,20%/°C, TC_Isc = +0,048%/°C, NOCT = 45°C, bifacialité = 75%, tension système 1500V

Onduleur : Huawei SUN2000-100KTL — Max DC = 1100V, MPPT = 200–1000V, courant d'entrée max = 30A/MPPT, Isc max = 40A/MPPT

Configuration : 16 panneaux par chaîne, 2 chaînes sur 1 tracker MPPT

Site : Ukraine, T_min = −20°C, T_max = 35°C, montage au sol, albédo herbe (0,2)

Temp. cellule chaude = 35 + (45−20) × 1,25 = 66,25°C (formule NOCT)Voc_cold = 49,92 × (1 + (−0,20/100) × (−20−25)) = 49,92 × 1,09 = 54,41V → max 20 panneauxVmpp_hot = 41,38 × (1 + (−0,20/100) × (66,25−25)) = 41,38 × 0,917 = 37,95V → min 6 panneauxVmpp_cold = 41,38 × 1,09 = 45,10V → Vmpp_cold chaîne = 16 × 45,10 = 721,6VIsc_hot = 18,35 × 1,020 × 1,105 = 20,67A (température + gain bifacial)Isc total = 2 chaînes × 20,67A = 41,34A

Résultats des 7 vérifications

✓ Tension DC max : 870,6V ≤ 1100V — sûr, 21% de marge

✓ Isolation module : 870,6V ≤ 1500V — sûr

✓ Limite supérieure MPPT : 870,6V ≤ 1000V — dans la plage

✓ Limite inférieure MPPT : 607,5V ≥ 200V — dans la plage

✓ Vmpp MPPT froid : 721,6V ≤ 1000V — dans la plage

⚠ Courant d'entrée : 41,34A > 30A — écrêtage, perte d'énergie

✗ Courant de court-circuit : 41,34A > 40A — dangereux, réduisez les chaînes ou utilisez des MPPT séparés

Résultat : Incompatible — les tensions sont sûres, mais 2 chaînes en parallèle dépassent les limites de courant. Solution : connecter chaque chaîne à un tracker MPPT séparé.

Ce que ce calculateur ne couvre pas

Solar Stack se concentre sur la compatibilité électrique des chaînes. Les facteurs suivants sont en dehors du périmètre actuel :

Analyse d'ombrage — l'ombrage partiel réduit la production de la chaîne de manière inégale. Utilisez des outils spécialisés comme Google Project Sunroof pour les études d'ombrage.
Chute de tension dans les câbles — les câbles DC perdent 1 à 3% de tension selon la longueur et la section. Pour les longs trajets de câble (>30 m), vérifiez la tension à l'entrée de l'onduleur.
Compatibilité côté AC — la tension du réseau, la capacité du transformateur et les limites d'export ne sont pas vérifiées. Consultez votre gestionnaire de réseau local.
Stockage par batteries — la compatibilité des batteries d'onduleur hybride, les taux de charge/décharge et le DoD ne sont pas analysés.
Salissure et dégradation — la poussière, les fientes d'oiseaux et la dégradation liée à l'âge (0,4–0,5%/an) réduisent la production au fil du temps mais ne sont pas modélisées.
Analyse économique — le ROI, le temps de retour, les tarifs de rachat et les projections de prix de l'électricité ne sont pas calculés.

Erreurs courantes des calculateurs en ligne

Ne pas appliquer de correction de température — utiliser directement la tension STC pour le dimensionnement de chaîne.
Utiliser la température ambiante pour les vérifications de tension à chaud au lieu de la température de cellule. Cela sous-estime la chute de tension de 30 à 40%.
Confondre la tension maximale absolue de l'onduleur avec la limite supérieure de la plage de suivi MPPT. Ce sont des contraintes différentes.
Ignorer la classe d'isolation du module (1000V vs 1500V) comme contrainte de tension distincte.
Ne pas tenir compte du NOCT ou du type de montage. La température réelle de la cellule en fonctionnement peut être 25 à 35°C au-dessus de l'ambiant.
Ne pas tenir compte du gain de courant bifacial. Sur les surfaces réfléchissantes (neige, sable), les panneaux bifaciaux produisent significativement plus de courant que la valeur STC nominale.
Supposer que toutes les chaînes en parallèle produisent le courant maximal simultanément — ou l'inverse, que l'est et l'ouest ne s'additionnent jamais. Sur les toits est-ouest, le courant de pointe réaliste n'est que 10 à 25% inférieur à la somme naïve, selon l'inclinaison et la latitude.
Ignorer la tolérance de production des panneaux (généralement ±3% pour Voc). Un panneau coté à 49,92V peut en réalité produire 51,42V — ces 3% peuvent faire passer une chaîne limite au-dessus de la limite de tension.

Normes et références

Notre méthodologie s'aligne sur les normes internationales de conception PV :

IEC 62548 — Exigences de conception des champs photovoltaïques (facteurs de correction de tension)
NEC 690.7 — Tension maximale des systèmes PV en fonction de la température
IEC 61730 — Sécurité des modules et tensions maximales du système
AS/NZS 5033 — Installation de champs PV (facteurs de sécurité du courant)
IEC 61215 — Qualification de conception des modules PV et homologation de type (source de la méthodologie de test NOCT)
EN 50530 — Efficacité globale des onduleurs PV (tests d'efficacité du suivi MPPT)
VDE 0100-712 — Installation des systèmes basse tension : systèmes photovoltaïques
DIN EN 62548 (VDE 0126-14) — Exigences de conception des systèmes PV (adoption allemande de l'IEC 62548)
EEG 2023 §9 — Loi allemande sur les énergies renouvelables (limitation d'injection pour systèmes ≤25 kWc)

Normes allemandes (VDE) →

Normes allemandes (VDE)

Pour les installations en Allemagne, les normes nationales VDE s'appliquent en plus des normes internationales IEC. Solar Stack couvre toutes les vérifications DC pertinentes exigées par la réglementation allemande.

VDE 0100-712

Installation des systèmes basse tension : systèmes PV. Régit la tension maximale de chaîne et la protection contre les surintensités. Solar Stack le vérifie via les contrôles 'Tension DC max.' et 'Courant de court-circuit'.

DIN EN 62548 (VDE 0126-14)

Exigences de conception des systèmes PV. Définit les facteurs de correction de température et les tolérances de production (+3% Voc, +5% Isc). Solar Stack les applique lorsque 'Tolérance de production (IEC 62548)' est activée.

VDE-AR-N 4105

Générateurs raccordés au réseau basse tension. Définit les exigences de raccordement jusqu'à 135 kW. La compatibilité AC dépasse le cadre de Solar Stack, mais le dimensionnement DC suit les mêmes principes.

Solar Stack implémente les vérifications principales de VDE 0100-712 et DIN EN 62548 : tension en pire cas à température minimale, vérification de la plage MPPT, courant de court-circuit avec tolérance de production et calcul de température cellulaire NOCT. La vérification du court-circuit avertit aussi lorsque l'entrée n'a pas la marge de 1,25 × Isc de l'annexe B de la VDE 0100-712.

Exemple : système à Munich

Module : LONGi Hi-MO X6 580W — Voc = 51,90V, Vmpp = 43,50V, TC_Voc = −0,26%/°C, NOCT = 43°C

Emplacement : Munich, T_min = −16°C, T_max = 32°C, structure sur toiture, tolérance de production (+3% Voc)

Voc avec tolérance = 51,90 × 1,03 = 53,46VVoc_froid = 53,46 × (1 + (−0,26/100) × (−16 − 25)) = 53,46 × 1,107 = 59,18VTemp. cellule chaude = 32 + (43 − 20) × 1,25 = 60,75°C (formule NOCT)Vmpp_chaud = 43,50 × 1,03 × (1 + (−0,26/100) × (60,75 − 25)) = 44,81 × 0,907 = 40,64V

Avec la tolérance de production, la longueur maximale de chaîne passe de 20 à 18 modules — cette marge de 3% peut faire la différence entre une conception sûre et une conception dangereuse.

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Type de montage

Écart de temp. cellule

Sol / structure ouverte

+25°C

Support sur toit (>15 cm d'espace)

+30°C

Pose à plat sur toit

+35°C