Cette page contient la liste complète des champs de données d'irradiance disponibles via SolarAnywhere®. SolarAnywhere génère ces données d'irradiance à l'aide de modèles propriétaires.
Irradiance horizontale globale (GHI)
L'irradiance horizontale globale est le rayonnement solaire total par unité de surface mesuré sur une surface horizontale de la terre. Il est généralement présenté en W/m2 et peut être décomposé en deux composantes : l'irradiance normale directe (DNI) et l'irradiance horizontale diffuse (DHI). La relation entre GHI, DHI et DNI est exprimée dans l'équation ci-dessous :
GHI=DHI+DNI*cos (α_{zenith} )
Unités : W/m2
Irradiance normale directe (DNI)
L'irradiation normale directe (DNI) est la partie du rayonnement solaire qui atteint la terre par un chemin direct depuis le soleil.
Unités : W/m2
Irradiance horizontale diffuse (DIF ou DHI)
L'irradiance horizontale diffuse (DIF ou DHI) est la partie du rayonnement solaire qui atteint la terre indirectement. La vapeur d'eau, les aérosols et les nuages réfléchissent et absorbent le rayonnement solaire, le diffusant dans l'atmosphère.
Lors de la modélisation des systèmes d'énergie solaire, on peut supposer que le rayonnement diffus est isotrope, ce qui signifie que la composante diffusée du rayonnement solaire est répartie uniformément lorsqu'elle atteint une surface. Cette hypothèse simplifie les calculs de modélisation photovoltaïque en considérant le rayonnement diffus comme uniforme et isotrope, ce qui permet une évaluation plus efficace des performances du système photovoltaïque
Unités : W/m2
Irradiation du ciel clair
Irradiance calculée avant prise en compte de la couverture nuageuse. L'irradiance en ciel dégagé est calculée en fonction de la géométrie solaire, de l'élévation, de la vapeur d'eau, de l'ozone, de l'albédo et de l'épaisseur optique des aérosols. L'épaisseur optique des aérosols est une quantification des aérosols, tels que la poussière, la brume, les cendres, le sel marin, etc., répartis entre la surface de la Terre et la limite supérieure de l'atmosphère. Les versions récentes de SolarAnywhere utilisent des données publiques sur l'épaisseur optique des aérosols issues de la réanalyse Merra-2. Consultez les notes de mise à jour pour voir les modifications apportées aux données d'entrée AOD accompagnant les versions de SolarAnywhere. La validation de cette source AOD est disponible ici.
Les données d'irradiation par temps clair sont utiles lorsqu'on utilise les données sur les ressources solaires pour analyser les performances d'un système PV. Elles permettent de différencier les conditions nuageuses des autres circonstances susceptibles d'affecter les performances de l'installation, telles qu'une défaillance de l'équipement ou des pertes dues à la couverture neigeuse ou à la salissure.
Unités : W/m2
Type d'observation de l'irradiance
Le type d'observation de l'éclairement énergétique fait référence à un code à deux caractères utilisé pour indiquer deux choses :
- Le modèle (historique, en temps réel ou prévisionnel) utilisé pour générer la valeur d'éclairement énergétique.
- si la valeur a été observée, manquante, estimée ou remplie par une moyenne à long terme.
Visitez Missing Data pour en savoir plus.
Le premier caractère indique le modèle utilisé pour générer la valeur d'éclairement énergétique ou si l'utilisateur ne possède pas de licence pour une partie de la plage de dates demandée :
| F | Prévision | Le modèle de prévision a été utilisé pour générer les valeurs d'irradiation. |
| M | Mois | Le modèle en temps réel a été utilisé pour générer les valeurs d'irradiation. Mois" est l'abréviation de "mois en cours" en référence à une partie de la période pour laquelle le modèle en temps réel est utilisé. mois en cours" en référence à une partie de la période pour laquelle le modèle en temps réel est utilisé. est utilisé. |
| A | Archives | Le modèle historique a été utilisé pour générer la valeur d'irradiation. Les données générées à l'aide du modèle historique sont archivées, ce qui signifie que les données téléchargées pour un certain lieu ne changeront jamais dans les téléchargements futurs à ce même endroit (si le modèle historique est utilisé). données téléchargées pour un lieu donné ne changeront jamais dans les téléchargements futurs à ce lieu (si elles sont demandées dans la même version de données). (si elles sont demandées dans la même version de données). |
| U | Sans licence | L'utilisateur qui demande les données n'a pas de licence pour ces observations d'irradiation. |
Le deuxième caractère indique si la valeur a été observée, manquante, estimée ou remplie par une moyenne à long terme :
| D | Jour | Valeurs observées de l'irradiation valeurs d'irradiation diurne observées. |
| N | Nuit | Observation nocturne les valeurs d'éclairement énergétique seront égales à 0. |
| M | Manquant | Visitez le site Missing Data pour plus d'informations. |
| F | Rempli | Valeurs d'irradiance remplacées par une valeur d'irradiance moyenne à long terme. Consultez la section « Données manquantes » pour plus d'informations. |
| E | Estimation de | Valeurs d'irradiation générées à partir des valeurs environnantes lorsque les données sont manquantes pour de courtes périodes (moins de 4 heures consécutives). |
| S | Estimation à court terme | Valeurs prévisionnelles à court terme, jusqu'à 7 jours, basées sur un mélange de modèles NWP. |
| L | Estimation à long terme | Valeurs prévues au-delà de 7 jours. |
| 1 | Estimation à 1 minute | Valeurs prévisionnelles avancées, généralement de 1 minute à 5 heures, basées sur l'approche du vecteur de mouvement des nuages par satellite. |
Exemples :
| AD | Valeur d'irradiation diurne générée à l'aide du modèle historique. |
| MD | Valeur d'irradiation diurne générée à l'aide du modèle en temps réel. |
| AF | Une valeur d'irradiation diurne pendant une période de données historiques où les données satellitaires sont manquantes, remplie par des moyennes à long terme. moyennes à long terme. |
Angle de zénith solaire
L'angle zénithal (αzenith) est utilisé pour déterminer la position du soleil par rapport à un endroit spécifique sur la terre. Il est utilisé pour calculer la quantité d'irradiation atteignant cet endroit à un moment donné de la journée. C'est l'angle entre une ligne normale à une surface horizontale sur la terre et une ligne tracée directement vers le soleil à partir de la surface horizontale.
Irradiance dans le plan du réseau
L'irradiance du plan du réseau (POAI) désigne l'irradiance solaire atteignant le plan du module PV. Le POAI est calculé à l'aide d'un modèle de transposition qui prend en compte l'azimut et l'inclinaison ou le suivi du réseau de modules PV pour calculer l'irradiation atteignant la surface du module. Les modèles énergétiques SolarAnywhere utilisent le modèle de transposition de Perez, qui prend également en compte les effets de l'ombrage entre rangées.