Config'PV choisit l'onduleur par ratio DC/AC, vise une longueur de string proche de la tension nominale et remplit les MPPT un par un. Les tensions sont calculées aux températures du site, les courants tiennent compte du gain bifacial, la tension de démarrage et les fusibles de string sont contrôlés. Les caractéristiques des matériels proviennent uniquement des fiches techniques et notices des fabricants ; les règles électriques, de la NF C 15-100, de la NF C 15-100-10, du guide UTE C 15-712-1, du guide XP C 15-712-3 et du support QualiPV (Qualit'EnR). Une valeur ambiguë est retenue du côté prudent et signalée dans les résultats.
Températures réelles du site uniquement : T air minimale du site pour Uoc max et Umpp max, T air maximale du site augmentée de l’écart de pose cellule/air pour Umpp min et les courants à chaud. Le guide UTE C 15-712-1 retient la température ambiante minimale du lieu d’installation. Le référentiel QualiPV / Qualit’EnR (−25 °C / +75 °C cellule, support oct. 2023) n’est pas appliqué : les valeurs de site saisies doivent pouvoir être justifiées (données météo locales).
Température minimale pré-remplie : température extérieure de base de la NF EN 12831 (NF P 52-612/CN), selon la zone du département (A à I, carte INEX « Zones climatiques et température extérieure de base ») et la tranche d’altitude du site (tableau zone × altitude, concordant sur deux sources consultées le 24/10/2026). Départements coupés par une limite de zone (06, 12, 17, 33, 40, 44, 66, 83, 85) : zone la plus froide retenue, à vérifier selon la commune. Outre-mer, altitude au-delà de 2 200 m ou case non tabulée : saisie obligatoire. La valeur reste modifiable ; une valeur plus douce que la base est signalée. [Déduction] La température de base est une valeur conventionnelle de dimensionnement du chauffage : des minimales plus basses peuvent survenir ponctuellement.
Les modèles filtrés sont triés par puissance AC croissante. On retient le premier qui remplit trois conditions : ratio DC/AC ≤ ratio max, P DC ≤ plafond, et une répartition sans erreur ni alerte.
Si aucun modèle de la gamme filtrée ne convient, l'outil propose le plus puissant et l'indique. Au-delà d'un ratio DC/AC de 150 %, ou en monophasé au-delà de 12 kVA, la configuration est déclarée impossible : la synthèse client est masquée et la note de calcul porte un bandeau « indicatif ». Entre 6 et 12 kVA en monophasé, une alerte rappelle de vérifier les conditions de raccordement Enedis.
Le ratio DC/AC est classé ainsi :
Contrôles par module : Voc à Tmin ≤ V max d'entrée ; Voc à Tmin ≥ tension de démarrage ; Vmpp à chaud ≥ seuil d'arrêt (bloquant) et ≥ bas de plage MPPT (alerte) ; Vmpp à froid ≤ haut de plage ; Isc bifacial à chaud ≤ Isc max d'entrée ; 1,25 × Isc ≤ Isc module max quand le fabricant le donne (Enphase : 20 A) ; Impp ≤ I max : chez Enphase, la fiche fait du respect du courant d'entrée max aux températures extrêmes une condition d'appairage → bloquant sur l'Impp STC et sur l'Impp à chaud (corrigé avec αIsc du module, approximation [Déduction]) ; alerte seulement si αIsc n'est pas renseigné ou avec le gain bifacial supposé. Ailleurs : écrêtage. Choix : le plus petit micro sans alerte avec Wc/VA ≤ seuil (1,35 par défaut). Nombre de micros par branche : fiche Enphase (circuit 20 A) ou fiche Hoymiles selon la section de câble AC. En triphasé, les micros monophasés sont répartis sur les 3 phases et le déséquilibre est affiché.
SolarEdge (fiche DS-000091-FR du 14/09/2026, notes d'application « chaîne unique » déc. 2020 et « modules bifaciaux » v1.5 janv. 2022) : optimiseur choisi par puissance module (S440 ≤ 490 W, S500 ≤ 550 W, S500B et S650B ≤ 650 W, tolérance +5 % admise) ; Voc à Tmin ≤ tension d'entrée max ; Isc STC face avant ≤ 15 A (16,5 A avec Home Hub / Nexis 3ph) bloquant, Isc face avant à chaud et Impp ≤ courant d'entrée max (14,5 A pour le S440) en alerte. Modules bifaciaux : contrôle sur les valeurs face avant, sans gain arrière, comme l'exige SolarEdge. Longueur de chaîne selon la famille (monophasé 8/6–25, string court 9/8–20, tri 16/14–50). Puissance par chaîne : si P AC ≤ puissance continue par chaîne (5 700 / 5 625 / 11 250 W), chaîne unique admise, limitée par la P DC max de l'onduleur ; sinon 6 000 W en monophasé (6 800 W si P AC ≥ 8 kW et ≥ 2 chaînes), 13 500 W en tri, écart ≤ 2 000 W entre chaînes. Pas de mélange séries S et P dans une chaîne. Huawei : l'outil essaie chaque optimiseur disposant d'une règle de string pour l'onduleur (450W-P2, 600W-P, 600W-PA0), en retenant toujours une fiche optimiseur vérifiée de préférence à une fiche non vérifiée, même si elle génère un avertissement — seuls le ratio DC/AC et le plafond DC de l'onduleur passent avant ; puissance module, Voc à Tmin et Isc STC bloquants, Isc bifacial à chaud en alerte ; les tensions d'onduleur ne sont plus contrôlées, l'optimiseur régulant la sortie.
Sources contrôlées visuellement [Vérifié] : guide UTE C 15-712-1 (juillet 2013), référence normative, et support QualiPV « Générateur photovoltaïque raccordé au réseau — compétence électrique » (Qualit'EnR, oct. 2023). En cas d'écart, l'UTE prime et l'écart est signalé.
Locaux d'habitation — NF C 15-100-10 (août 2024) [Vérifié] : calibre du disjoncteur AC ≤ valeur admise pour la section en habitation (1,5 → 16 A, 2,5 → 20 A, 4 → 25 A, 6 → 32 A, Cu ; le circuit onduleur est assimilé à « autres circuits » — déduction) ; DDR 30 mA type A ou AC sur tous les circuits terminaux, In du DDR ≥ In AGCP + Ig si le générateur est en amont ; prise de terre ≤ 100 Ω en puissance limitée ; parafoudre AC selon les critères de la norme pour l'habitation (dont la sécurité des personnes), à l'origine de l'installation : Up ≤ 2,5 kV, Uc ≥ 253 V (phase-N, phase-PE) et 230 V (N-PE) en TT, In ≥ 5 kA, DDR type S en amont, raccordement ≤ 0,50 m en 6 mm² (16 mm² avec paratonnerre). La NF C 15-100 Titre 1 (2002) renvoie les installations PV au guide UTE C 15-712.
Câble AC — NF C 15-100 (décembre 2002) [Vérifié] : Iz = valeur tabulée de la norme (méthodes B, C, E, F dans l'air à 30 °C, méthode D enterrée à 20 °C) selon l'isolant (PVC / PR) et le nombre de conducteurs chargés (2 en mono, 3 en tri) × facteur du mode de pose × facteur de température (air ou sol) × facteur de groupement (circuits en nappe, jointifs ou dans un même conduit ; valeur tabulée immédiatement supérieure si le nombre exact n'existe pas) × résistivité du sol × 0,85 si exposé au soleil. Contrôle Ib ≤ In ≤ Iz, tolérance de 5 % sur Iz signalée. Formule de chute de tension de la norme identique à celle retenue (ρ1 = 0,023 / 0,037, λ = 0,08 mΩ/m), avec sin φ négatif en absorption de réactif. Contrôle croisé : le facteur 0,58 imposé par l'UTE C 15-712-1 pour les câbles de chaîne correspond bien au facteur de température de la norme pour le PR à 70 °C. Édition 2002 : les révisions ultérieures (NF C 15-100-1 de 2024) n'ont pas été comparées.
Niveaux kérauniques : carte du guide UTE C 15-712-1 (Val-d'Oise sans valeur : Nk à saisir). I_RM est pris égal au calibre maximal de fusible série de la fiche module (NF EN 61730-1, citée par le guide). Déductions signalées : Isc STC pris avec le gain bifacial (le guide de 2013 ne traite pas le bifacial) ; facteur 0,77 appliqué aux courants admissibles des câbles PV en isolant thermique (le guide le prévoit pour la pose en conduit de la NF C 15-100) ; Uw retenu pour la tension d'Uoc max du générateur. Divergence : le support QualiPV admet un DDR 300 mA sur ligne dédiée en habitation, l'UTE exige 30 mA à immunité renforcée — 30 mA retenu. Calibres de disjoncteur : série usuelle [Consensus], hors sources.
Plan : pans dessinés vus de dessus sur l’orthophotographie IGN (Géoplateforme ; ≈ 20 cm par pixel, ou 5 à 10 cm sur les secteurs couverts, repli automatique sur l’ortho standard ailleurs), le relief ombré du MNS LiDAR HD de l’IGN (sans décalage des toits, là où il est diffusé), l’imagerie Esri, une capture importée puis calibrée sur une longueur connue, ou un fond quadrillé. Calepinage automatique du module retenu dans l’onglet Calcul (dimensions de la fiche, portrait ou paysage ; sur toiture inclinée, le calepinage est calculé dans le plan du toit : le plan dessiné vu de dessus est déplié selon la pente, puis marges au faîtage, à l’égout et en rives, jeu entre modules d’une rangée et jeu entre rangées sont appliqués sur le rampant ; toit plat : marge en bord, jeu entre modules et entraxe libre entre rangées, en horizontal). Des minimums de pose communs à tous les pans (onglet Implantation, Matériel) bornent ces distances ; valeurs de départ 2 cm de jeu, 30 cm de marge, 15 cm autour des obstacles, à remplacer par celles de la notice du système de fixation [Déduction]. Les modules peuvent être retirés ou remis un par un. Obstacles (cheminée, velux, arbre) avec leur hauteur au-dessus du plan des modules ; ombres portées affichées pour une date et une heure.
Lien avec le calcul des strings : les pans de même azimut et de même inclinaison sont regroupés en un champ, chaque champ devient une orientation de l’onglet Calcul (un MPPT dédié en onduleur string). La saisie manuelle des champs reste possible (bouton « Passer en saisie manuelle »). Changer de module recalepine tous les pans. La recherche d’adresse (ou la saisie des coordonnées, ou le choix d’une ville) reporte dans le calcul le département (niveau kéraunique, zone climatique) et l’altitude du terrain au point localisé (RGE ALTI de l’IGN) ; la température minimale des modules reprend alors la température extérieure de base NF EN 12831 correspondante, même si elle avait été saisie à la main.
Productible PVGIS (par défaut) : sur la page hébergée sur jbsolutionia.com, chaque pan (pente, orientation) est envoyé au relais jbsolutionia.com/api/pvgis.php, qui interroge PVGIS 5.3 (JRC, base SARAH-3, pertes système 14 %) : production mensuelle moyenne en kWh/kWc et série horaire d’une année type (mois tirés de 2014 à 2023, pas de 1 h en UTC). La série horaire est recalée mois par mois sur les moyennes mensuelles, donc le total annuel est celui de PVGIS ; elle est ensuite ramenée aux pertes système saisies (× (1 − pertes) / 0,86). Config’PV y applique les ombres des obstacles du plan (facteur horaire = production ombrée / non ombrée du modèle intégré [Déduction]) et l’écrêtage AC (onduleur, ou micro-onduleurs pan par pan) heure par heure. PVGIS calcule lui-même l’échauffement et la réflexion avec un module silicium cristallin générique : le γ Pmax, la NOCT, l’albédo et l’irradiation saisie ne sont pas utilisés. Séries gardées 90 jours dans le navigateur. Le relais n’autorise pas l’appel depuis un autre site : ailleurs (fichier local, autre domaine), en cas de panne ou hors France métropolitaine, le modèle intégré ci-dessous prend le relais, avec un avertissement dans les points de vigilance.
Modèle intégré (repli) : simulation horaire d’une année type (8 760 h) — position du soleil par développement en série de Fourier (déclinaison, équation du temps) ; ciel clair de Haurwitz ; climatologie mensuelle simplifiée de la France métropolitaine, interpolée selon la latitude entre un profil nord (≈ 50,5° N) et un profil méditerranéen (≈ 43° N), mélange d’un état clair et d’un état couvert (22 % du ciel clair, tout en diffus), recalée sur l’irradiation annuelle saisie le cas échéant ; décomposition d’Erbs ; transposition de Hay-Davies ; pertes angulaires (b0 = 0,05) ; température de cellule par le modèle NOCT avec γ Pmax du module (NMOT de la fiche utilisée à défaut de NOCT [Déduction]) ; pertes système saisies ; écrêtage à la puissance AC de la conversion retenue dans l’onglet Calcul. Ombrage : voir ci-dessous.
Ombrage proche et accès solaire (26/10/2026) : chaque module est échantillonné en 3 × 3 points. Pour chaque point, Config’PV calcule le profil d’horizon des obstacles (pas de 2° en azimut ; obstacle = volume à toit plat de la hauteur saisie ; sur toiture inclinée, la hauteur est corrigée de la pente entre le point et l’obstacle s’il est posé sur le pan, entre le point et le milieu du pan sinon). À chaque heure, un point est éclairé si l’élévation du soleil dépasse l’horizon dans sa direction ; direct et circumsolaire suivent cet éclairement, le diffus isotrope est multiplié par la part de ciel visible du plan (facteur de vue du ciel), la part réfléchie par le sol est conservée. Effet électrique : chaque module est supposé à 3 sous-chaînes avec diode de dérivation, parallèles à son grand côté ; une sous-chaîne touchée en un point tombe au niveau du diffus. Onduleur string : toutes les sous-chaînes d’un pan sont en série et l’onduleur retient le courant qui maximise la puissance ; micro-onduleurs ou optimiseurs : le même calcul est fait module par module [Déduction]. Indicateurs : SAV = irradiation reçue avec obstacles / sans obstacle sur le même plan ; TOF = irradiation du plan / plan optimal du site (plein sud, inclinaison optimale recherchée de 0 à 60°) ; TSRF = SAV × TOF ; annuel et mensuel, par module, par pan et pour l’installation, calculés sur le climat du modèle intégré. Le masque lointain (relief) n’est pas modélisé par Config’PV : il n’est pris en compte que lorsque le productible vient de PVGIS, qui applique par défaut l’horizon de son modèle de terrain. Limites : modules « à demi-cellules » traités comme des modules classiques ; plusieurs chaînes d’un même pan traitées comme une seule chaîne ; arbres traités comme opaques toute l’année [Déduction].
Autoconsommation : profils horaires types (semaine, week-end, coefficients mensuels) ramenés à la consommation annuelle saisie ; batterie retenue dans la carte « Stockage » de l’onglet Calcul (capacité utile, puissances de charge et de décharge des fiches), rendement de la fiche (chemin PV → batterie → maison), veille de 10 W par défaut (hypothèse) et vieillissement linéaire jusqu’à la capacité garantie. Économie : énergie autoconsommée × prix d’achat + surplus × tarif d’achat ; retour sur investissement avec hausse annuelle du kWh et dégradation des modules ; rentabilité propre de la batterie par différence avec une simulation sans batterie, TVA à 20 % sur l’ensemble si la batterie est sur le même devis.
Statut : productible PVGIS 5.3 quand le relais répond ; sinon modèle simplifié [Déduction], écart typique de 5 à 10 % avec PVGIS, à recaler sur PVGIS avant un chiffrage. La source utilisée est indiquée dans le bilan et dans la note de calcul. Prix du kWh par défaut : Tarif Bleu Base 3–6 kVA, 0,2001 € TTC/kWh au 1er août 2026 (grille EDF) ; offres EDF et Octopus sélectionnables. Rachat du surplus et aides non comptés par défaut : à renseigner seulement s’ils existent pour le client.
Contrôles module ↔ micro : Voc à Tmin ≤ tension d’entrée max ; Isc module × 1,25 ≤ Isc admis (20 A, 13 A pour l’IQ8X) ; courant d’entrée max respecté aux températures extrêmes (bloquant) ; Vmpp dans la plage MPPT (alerte). Enphase n’impose ni ratio DC/AC ni puissance d’entrée maximale (notices IOM-00104-3.0-FR et IOM-00074-3.0-FR, déc. 2025) : une puissance de module supérieure à la valeur indiquée donne une alerte d’écrêtage, jamais un blocage ; le seuil Wc/VA par micro est un choix de conception. L’écrêtage est simulé pan par pan, plafonné à la puissance AC des micros du pan ; au pas horaire, il est sous-estimé par rapport aux pointes de quelques minutes [Déduction].
Raccordement : nombre de micros par circuit de 20 A et par section d’IQ Cable selon la notice ; au-delà de la limite par section, alimentation par le centre. Chute de tension sur l’IQ Cable calculée en charges réparties (cuivre 2,5 mm², facteur de puissance 1,0, courant AC max), puis sur le câble boîte de jonction → tableau ; recommandations Enphase ≤ 1 % sur ce câble et ≤ 2 % du micro le plus éloigné, maximum UTE C 15-712-1 de 3 %. Disjoncteur de branche ≤ 20 A, Ib ≤ In ≤ Iz (NF C 15-100), calibre max par section en habitation (NF C 15-100-10). DDR 30 mA, type AC admis grâce au transformateur haute fréquence des micros (notice). Côté continu : aucune protection supplémentaire (notice) ; sectionnement et coupure d’urgence DC au sens du guide UTE C 15-712-1 à faire valider. Nomenclature Enphase : IQ Cable choisi d’après le pas du module le long de la rangée [Déduction], terminaisons, capuchons, IQ Gateway, capteurs, IQ Relay (conformité EN 50549-1 annoncée avec l’IQ Relay).
Hoymiles HMS (manuels Europe V202302 et V202201) : puissance DC des modules ≤ 1,35 × puissance AC du micro, condition de garantie du manuel (bloquant). Câble d’interconnexion AC Hoymiles 12 AWG (3,31 mm², disjoncteur de branche ≤ 20 A) ou 10 AWG (5,26 mm², ≤ 32 A) ; micros par branche selon le tableau de la fiche (4-en-1 : 2 en 12 AWG à 230 V, 4 en 10 AWG). Alimentation en bout par défaut avec capuchon d’extrémité (schéma du manuel). Tension réseau 180–275 V ; découplage au-delà de 275 V au micro le plus éloigné. Les courants d’entrée du manuel (plus élevés) divergent de la fiche V202402 : la fiche, plus récente et plus prudente, est conservée. Type de DDR non précisé par le manuel [Déduction : type AC envisageable, isolation galvanique HF].
Vue 3D (bouton « 3D » ou touche D) : maquette construite à partir du plan — pans à leur pente au-dessus de leur hauteur d’égout (4 m par défaut si elle n’est pas renseignée), murs sous les arêtes libres, modules posés sur le toit (ou sur châssis en toit plat), obstacles en volumes (cheminées, bâtiments) ou en arbres (tronc et houppier ellipsoïdal), fond de plan plaqué au sol. Ombres portées par la lumière du soleil à la date et à l’heure choisies. Avec le menu « Carte », toits et modules sont colorés selon l’accès solaire (SAV) ou le TSRF annuel ; la carte des toits est calculée sur une grille d’environ 700 points par pan, avec la même méthode que l’ombrage des modules. Bibliothèque Three.js r128 chargée à la demande depuis cdnjs. La vue 3D sert à contrôler la maquette : le calcul de l’ombrage reste celui décrit à la section 10, les arbres y étant des volumes opaques.
Hauteurs LiDAR HD (bouton « Lire le LiDAR HD », onglet Toiture) : modèles numériques de surface (MNS) et de terrain (MNT) LiDAR HD de l’IGN à 0,5 m, lus par le service WMS-R de la Géoplateforme (données brutes en flottants 32 bits) sur la zone des pans élargie de 45 m. Sol de référence : MNT médian sous les pans. Pour chaque pan : plan moyen du toit ajusté par moindres carrés sur les points à plus de 0,6 m du contour (deux passes, émergences écartées), d’où la pente, l’azimut, la hauteur d’égout et l’écart type du toit au plan. Émergences en toiture : zones de plus de 0,5 m au-dessus du plan moyen. Environnement : objets de plus de 2,5 m au-dessus du sol hors de la maison, découpés en volumes de 5 m au plus, sommet pris au 95e centile ; classés en arbres si leur sommet est irrégulier ou leur emprise réduite [Déduction] ; seuls ceux vus du pan sous plus de 3° (hors secteur nord) ou de 25° sont gardés. Les résultats sont proposés puis appliqués après validation ; les obstacles LiDAR portent leur sommet au-dessus du sol, utilisé pour l’ombrage quand le pan a sa hauteur d’égout. Couverture : le LiDAR HD n’est pas encore diffusé partout ; hors couverture, saisie manuelle. Limites : contour du pan tracé sur une orthophoto (toits décalés) = écart plus élevé, à tracer de préférence sur le fond « Relief LiDAR » ; date de levé LiDAR non connue de l’outil (arbres abattus ou plantés depuis) [Inconnu].
Outil d'aide à la préconisation. Il ne remplace ni l'étude d'exécution, ni la vérification des notices constructeur, ni la conformité NF C 15-100 / UTE C15-712-1.
Implantation des modules sur plan avec ombrages, productible et autoconsommation, puis préconisation des strings par onduleur, protections et sections de câbles AC/DC — calculé sur les fiches constructeur et les normes NF C 15-100 et UTE C 15-712-1.