IEC 63387-1:2026

IEC 63387-1 ®
Edition 1.0 2026-08
NORME
INTERNATIONALE
Modules CPV/PV hybrides: Caractéristiques générales et procédures de mesure -
Partie 1: Mesurages de performances et caractéristiques assignées de
puissance - Éclairement et température
ICS 27.160  ISBN 978-2-8327-1405-8

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utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique, y compris la photocopie et
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SOMMAIRE
AVANT-PROPOS . 3
INTRODUCTION . 5
1 Domaine d’application . 6
2 Références normatives . 6
3 Termes et définitions. 6
4 Échantillonnage . 8
5 Étiquetage du DUT – Marquage indélébile . 9
6 Informations préliminaires mentionnées par le fabricant . 9
7 Méthodes d’essai . 10
8 Rapport . 10
9 Sensibilité angulaire de puissance . 11
9.1 Généralités . 11
9.2 Détermination des coefficients de collecte . 12
10 Condition de caractéristiques assignées de puissance. 16
10.1 Généralités . 16
10.2 Caractéristiques assignées de puissance en extérieur des modules CPV/PV
hybrides à installer sur une structure fixe ou sur un suiveur solaire à un axe. 17
10.2.1 Généralités . 17
10.2.2 Détermination de l’AOI . 17
10.2.3 Détermination de la température moyenne des cellules CPV et PV . 19
10.2.4 Conversion de la puissance du module CPV/PV à la température de
référence de 25 °C . 20
10.2.5 Modèle sous ciel clair . 21
10.2.6 Calcul de la puissance nominale effective du module CPV/PV hybride . 21
10.2.7 Procédure de mesure de la puissance d’un module CPV/PV hybride
avec une faible valeur FoV . 22
10.2.8 Procédure de mesure de la puissance d’un module CPV/PV hybride
avec une valeur FoV élevée . 23
10.2.9 Détermination du FoV . 24
10.3 Caractéristiques assignées de puissance en extérieur des modules CPV/PV

hybrides installés sur suiveur solaire à deux axes . 26
10.3.1 Caractéristiques assignées de puissance du groupe CPV du module
CPV/PV hybride . 26
10.3.2 Caractéristiques assignées de puissance du groupe PV à plaques
planes du module CPV/PV hybride . 27
Annexe A (informative) Caractéristiques générales des modules CPV/PV hybrides . 29
A.1 Condition de fonctionnement du module CPV/PV hybride . 29
A.2 Condition CPV/PV hybride . 29
A.3 Condition PV globale. 29
A.4 Module CPV/PV hybride avec plan de lentilles fixe (et plan de cellules

mobile) . 30
A.5 Module CPV/PV hybride avec plan de lentilles mobile . 30
A.6 Module CPV/PV hybride avec suivi solaire intégré . 31
A.6.1 Généralités . 31
A.6.2 Module CPV/PV hybride avec actionneurs internes. 31
A.6.3 Module CPV/PV hybride avec actionneurs externes . 32
Annexe B (informative) Essai transitoire d’un module CPV/PV hybride avec suivi
solaire interne . 33
Bibliographie . 34

Figure 1 – Schéma d’un module CPV/PV hybride . 7
Figure 2 – Exemple de variation de puissance du module CPV/PV hybride en fonction
de l’AOI, par rapport au comportement cos(AOI) (d’après [1]) . 8
Figure 3 – Schéma des termes d’éclairement utilisés dans la Formule (4) pour le cas
général d’un module CPV/PV hybride monté sur un plan fixe incliné . 12
Figure 4 – Exemple d’ajustement de la Formule (7) et de la Formule (8) pour
déterminer les coefficients de collecte: a) et b) . 13
εθ( , 25°) γθ( ,25°C)
PV PV
Figure 5 – Exemple d’ajustement de la Formule (9), avec τ AOI = 1 pour la
( )
détermination du coefficient de collecte φ . 14
PVext
Figure 6 – Exemple d’ajustement de la Formule (12) pour la détermination du
coefficient de collecte . 15
γθ(,25°)
CPV
Figure 7 – Schéma de l’éclairage du module arrière, lorsque le module CPV/PV
hybride adopte des cellules PV bifaces . 15
Figure 8 – Schéma de l’angle solaire et de l’angle du suiveur solaire pour le calcul de
l’AOI . 23
Figure 9 – Schéma du calcul de l’AOI à partir des coordonnées de sortie mesurées
par le détecteur sensible aux points . 24
Figure 10 – Détermination du FoV à partir de la puissance normalisée du module, en
cas de réfraction symétrique; FoV = 16° . 25
Figure 11 – Séquence de détermination de la puissance nominale effective . 25
Figure 12 – Séquence de détermination des coefficients de collecte P = P , P =
1 CPV 2
P , P = P . 26
PV(inn) 3 PV(ext)
Figure A.1 – Schéma du principe de fonctionnement d’un module CPV/PV hybride . 29
Figure A.2 – Exemple de production d’énergie d’un module CPV/PV hybride pendant la
journée . 30
Figure A.3 – Exemple de module CPV/PV hybride avec plan de lentilles fixe et plan de
cellules mobile (d’après [3]) . 31
Figure A.4 – Exemple de modules CPV/PV hybrides avec un plan de lentilles mobile . 31
Figure A.5 – Module CPV/PV hybride avec suivi solaire intégré . 32
Figure B.1 – Étapes d’essai transitoire d’un module CPV/PV hybride avec suivi solaire
interne. 33

Tableau 1 – Conditions normales d’essai (STC) et conditions normales de
fonctionnement (SOC) pour les modules CPV/PV hybrides . 16
Tableau 2 – Critères de filtrage . 17

COMMISSION ÉLECTROTECHNIQUE INTERNATIONALE
____________
Modules CPV/PV hybrides: Caractéristiques générales
et procédures de mesure -
Partie 1: Mesurages de performances et caractéristiques assignées de
puissance - Éclairement et température

AVANT-PROPOS
1) La Commission Électrotechnique Internationale (IEC) est une organisation mondiale de normalisation composée
de l’ensemble des comités électrotechniques nationaux (Comités nationaux de l’IEC). L’IEC a pour objet de
favoriser la coopération internationale pour toutes les questions de normalisation dans les domaines de
l’électricité et de l’électronique. À cet effet, l’IEC – entre autres activités – publie des Normes internationales,
des Spécifications techniques, des Rapports techniques, des Spécifications accessibles au public (PAS) et des
Guides (ci-après dénommés "Publication(s) de l’IEC"). Leur élaboration est confiée à des comités d’études, aux
travaux desquels tout Comité national intéressé par le sujet traité peut participer. Les organisations
internationales, gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l’IEC, participent également aux
travaux. L’IEC collabore étroitement avec l’Organisation Internationale de Normalisation (ISO), selon des
conditions fixées par accord entre les deux organisations.
2) Les décisions ou accords officiels de l’IEC concernant les questions techniques représentent, dans la mesure du
possible, un accord international sur les sujets étudiés, étant donné que les Comités nationaux de l’IEC intéressés
sont représentés dans chaque comité d’études.
3) Les Publications de l’IEC se présentent sous la forme de recommandations internationales et sont agréées
comme telles par les Comités nationaux de l’IEC. Tous les efforts raisonnables sont entrepris afin que l’IEC
s’assure de l’exactitude du contenu technique de ses publications; l’IEC ne peut pas être tenue responsable de
l’éventuelle mauvaise utilisation ou interprétation qui en est faite par un quelconque utilisateur final.
4) Dans le but d’encourager l’uniformité internationale, les Comités nationaux de l’IEC s’engagent, dans toute la
mesure possible, à appliquer de façon transparente les Publications de l’IEC dans leurs publications nationales
et régionales. Toutes divergences entre toutes Publications de l’IEC et toutes publications nationales ou
régionales correspondantes doivent être indiquées en termes clairs dans ces dernières.
5) L’IEC elle-même ne fournit aucune attestation de conformité. Des organismes de certification indépendants
fournissent des services d’évaluation de conformité et, dans certains secteurs, accèdent aux marques de
conformité de l’IEC. L’IEC n’est responsable d’aucun des services effectués par les organismes de certification
indépendants.
6) Tous les utilisateurs doivent s’assurer qu’ils sont en possession de la dernière édition de cette publication.
7) Aucune responsabilité ne doit être imputée à l’IEC, à ses administrateurs, employés, auxiliaires ou mandataires,
y compris ses experts particuliers et les membres de ses comités d’études et des Comités nationaux de l’IEC,
pour tout préjudice causé en cas de dommages corporels et matériels, ou de tout autre dommage de quelque
nature que ce soit, directe ou indirecte, ou pour supporter les coûts (y compris les frais de justice) et les dépenses
découlant de la publication ou de l’utilisation de cette Publication de l’IEC ou de toute autre Publication de l’IEC,
ou au crédit qui lui est accordé.
8) L’attention est attirée sur les références normatives citées dans cette publication. L’utilisation de publications
référencées est obligatoire pour une application correcte de la présente publication.
9) L’IEC attire l’attention sur le fait que la mise en application du présent document peut entraîner l’utilisation d’un
ou de plusieurs brevets. L’IEC ne prend pas position quant à la preuve, à la validité et à l’applicabilité de tout
droit de brevet revendiqué à cet égard. À la date de publication du présent document, l’IEC n’avait pas reçu
notification qu’un ou plusieurs brevets pouvaient être nécessaires à sa mise en application. Toutefois, il y a lieu
d’avertir les responsables de la mise en application du présent document que des informations plus récentes
sont susceptibles de figurer dans la base de données de brevets, disponible à l’adresse https://patents.iec.ch.
L’IEC ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir identifié de tels droits de brevet.
L’IEC 63387-1 a été établie par le comité d’études 82 de l’IEC: Systèmes de conversion
photovoltaïques de l’énergie solaire. Il s’agit d’une Norme internationale.
Le texte de cette Norme internationale est issu des documents suivants:
Projet Rapport de vote
82/2634/FDIS 82/2670/RVD
Le rapport de vote indiqué dans le tableau ci-dessus donne toute information sur le vote ayant
abouti à son approbation.
La langue employée pour l’élaboration de cette Norme internationale est l’anglais.
Ce document a été rédigé selon les Directives ISO/IEC, Partie 2, il a été développé selon les
Directives ISO/IEC, Partie 1 et les Directives ISO/IEC, Supplément IEC, disponibles sous
www.iec.ch/members_experts/refdocs. Les principaux types de documents développés par
l’IEC sont décrits plus en détail sous www.iec.ch/publications.
Une liste de toutes les parties de la série IEC 63387, publiées sous le titre général Modules
CPV/PV hybrides: Caractéristiques générales et procédures de mesure, se trouve sur le site
Web de l’IEC.
Le comité a décidé que le contenu de ce document ne sera pas modifié avant la date de stabilité
indiquée sur le site web de l’IEC sous webstore.iec.ch dans les données relatives au document
recherché. À cette date, le document sera
– reconduit,
– supprimé, ou
– révisé.
INTRODUCTION
Les séries IEC 61853 [9] et IEC 62670 [10] établissent respectivement les exigences relatives
à l’évaluation des performances des modules photovoltaïques (PV) et photovoltaïques à
concentration (CPV, Concentrated Photovoltaics) sur la base de la puissance, de l’énergie et
du coefficient de performance (PR, Performance Ratio). Elles s’appliquent à la plupart des
technologies PV et CPV; en revanche, elles ne sont pas bien adaptées aux modules CPV/PV
hybrides, dont les performances peuvent représenter une fonction discontinue de l’angle
d’incidence (AOI, Angle Of Incidence), dont la géométrie peut inclure une zone "morte" PV en
plus du châssis du module, et pour lesquels il est important de spécifier un spectre de référence
approprié pour le faisceau et les composantes diffuses.
La rédaction du présent document s’explique donc par la nécessité de définir des procédures
et termes spécifiques pour mesurer les performances de modules CPV/PV hybrides. Certains
modules CPV/PV hybrides comportant des actionneurs de suivi solaire intégré et des parties
mobiles internes, il est également envisagé d’élaborer des normes de qualification spécifiques
pour ces modules.
___________
Les chiffres entre crochets renvoient à la Bibliographie.
1 Domaine d’application
La présente partie de l’IEC 63387 spécifie les méthodes d’évaluation des performances des
modules CPV/PV hybrides en ce qui concerne les caractéristiques assignées de puissance.
Les conditions normales d’évaluation de la puissance générée par le module et des procédures
de mesure de la puissance en fonction de l’AOI, de l’éclairement et de la température sont
définies. Une méthodologie visant à définir un ensemble de valeurs pour les paramètres de
caractérisation du module CPV/PV hybride (champ de vision) est également incluse. Pour
comparer les performances des différents modules CPV/PV hybrides dont la sortie est
discontinue et fonction du temps, le concept de puissance nominale effective a été introduit.
Le présent document a été rédigé de façon à pouvoir s’appliquer aux modules CPV/PV hybrides
équipés de cellules photovoltaïques conçues pour récupérer la concentration de lumière
(ensemble de cellules CPV) et de cellules photovoltaïques conçues pour récupérer la lumière
diffuse ou globale (ensemble de cellules PV), ces dernières avec un éclairage biface ou
monoface. Le présent document s’applique aux modules CPV/PV hybrides dont le rapport de
concentration géométrique est supérieur à 3 pour les cellules CPV. Pour les rapports de
concentration géométrique inférieurs (≤ 3), les séries IEC 60904-1 [11] et IEC 61853 [9]
s’appliquent.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu’ils constituent, pour tout ou partie
de leur contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule
l’édition citée s’applique. Pour les références non datées, la dernière édition du document de
référence s’applique (y compris les éventuels amendements).
IEC TS 60904-1-2, Photovoltaic devices - Part 1-2: Measurement of current-voltage
characteristics of bifacial photovoltaic (PV) devices (disponible en anglais seulement)
IEC TS 61836, Solar photovoltaic energy systems - Terms, definitions and symbols (disponible
en anglais seulement)
IEC 62108, Modules et ensembles photovoltaïques à concentration - Qualification de la
conception et homologation
IEC 62670-1, Concentrateurs photovoltaïques (CPV) - Essai de performances - Partie 1:
Conditions normales
IEC 62670-3, Concentrateurs photovoltaïques (CPV) - Essai de performances - Partie 3:
Mesurages de performances et rapport de puissance
ISO 2859-1, Règles d’échantillonnage pour les contrôles par attributs - Partie 1: Procédures
d’échantillonnage pour les contrôles lot par lot, indexés d’après le niveau de qualité acceptable
(NQA)
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et les définitions de l’IEC TS 60904-1-2,
l’IEC TS 61836, l’IEC 62108 ainsi que les suivants s’appliquent.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées
en normalisation, consultables aux adresses suivantes:
– IEC Electropedia: disponible à l’adresse https://www.electropedia.org/
– ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https://www.iso.org/obp
NOTE 1 Le module CPV/PV hybride peut présenter des surfaces qui ne sont pas utilisées volontairement pour la
conversion PV. Ces surfaces sont présentes si le module CPV/PV hybride utilise un suivi solaire intégré 2D-3D. Voir
la Figure 1 et l’Annexe A.
Figure 1 – Schéma d’un module CPV/PV hybride
NOTE 2 Dans certains modules CPV/PV hybrides, la surface du verre (Surface B) est recouverte de cellules en
silicium ou de couche mince. Dans ce cas, le module CPV/PV hybride est présenté comme ayant un groupe
photovoltaïque "externe", la surface couverte par le groupe photovoltaïque faisant partie intégrante de la surface
opérationnelle.
NOTE 3 Un exemple de réponse angulaire normalisée d’un module CPV/PV hybride est rapporté à la Figure 2.
3.1
module CPV/PV hybride
module combinant des cellules photovoltaïques à concentration conçues pour recevoir la
lumière concentrée (ensemble de cellules CPV) et des cellules photovoltaïques
conventionnelles conçues pour récupérer la lumière globale ou diffuse (ensemble de cellules
PV) avec un éclairage monoface ou biface
3.2
champ de vision
FoV
plage angulaire dans laquelle la valeur de puissance angulaire normalisée des cellules CPV
reste dans les limites de 50 % de sa valeur maximale
Note 1 à l’article: Voir en 3.3.
Note 2 à l’article: L’abréviation FoV est dérivée du terme anglais développé correspondant "field of view".
3.3
réponse angulaire normalisée d’un module CPV/PV hybride
puissance angulaire du module CPV normalisée par rapport à la puissance maximale, calculée
selon la Formule (33)
Figure 2 – Exemple de variation de puissance du module CPV/PV hybride en fonction de
l’AOI, par rapport au comportement cos(AOI) (d’après [1])
3.4
surface opérationnelle
zone du DUT conçue pour la conversion PV
Note 1 à l’article: Il s’agit de la surface de lentille à laquelle s’ajoutent toutes les autres surfaces couvertes par les
cellules photovoltaïques.
Surface opérationnelle = Surface(𝐴𝐴) (1)

3.5
surface d’entrée
surface comprise entre les bords intérieurs du châssis du dispositif en essai (voir l’IEC 62670-3)
Surface d'entrée = Surface(𝐴𝐴) + Surface(𝐵𝐵) (2)

3.6
surface totale
surface du module égale à la surface d’entrée plus la surface du châssis du module
Surface totale = Surface(𝐴𝐴) + Surface(𝐵𝐵) + Surface(𝐶𝐶) (3)

3.7
puissance nominale effective
puissance nominale d’un module photovoltaïque dont les performances sont une fonction
continue de l’AOI et qui produirait la même énergie annuelle que le module CPV/PV hybride
sous ciel clair à la température et à la latitude de référence de 25 °C et 45°, respectivement
4 Échantillonnage
Pour les essais de qualification de performance, trois spécimens doivent être prélevés au
hasard dans un ou plusieurs lots de production, conformément à la procédure décrite dans
l’ISO 2859-1. Pour les dispositifs prototypes qui ne sont pas issus de la production,
l’échantillonnage ne doit pas s’appliquer et cela doit être consigné dans le rapport d’essai.
Si les résultats sont utilisés pour les caractéristiques assignées de la plaque signalétique, les
modules ou ensembles, appelés ci-après dispositif en essai (DUT, Device Under Test), doivent
avoir été fabriqués à partir de matériaux et de composants spécifiés, conformément aux
schémas et aux descriptifs des procédés de fabrication correspondants. Ils doivent également
avoir été soumis au contrôle normal du fabricant, à un contrôle qualité et aux procédures
d’acceptation de la production. Le DUT doit être complet, jusque dans les moindres détails, et
doit être accompagné des instructions de manipulation et d’assemblage final du fabricant, en
ce qui concerne l’installation recommandée des diodes, châssis, supports, etc.
5 Étiquetage du DUT – Marquage indélébile
Chaque section du module doit porter clairement et de manière indélébile les marquages
suivants:
– le nom, le monogramme ou le symbole du fabricant;
– le type ou le numéro du modèle;
– le numéro de série;
– la polarité des bornes de sortie ou des conducteurs (un code de couleur est admis);
– la tension maximale de système pour laquelle le module ou l’ensemble est adéquat;
– la puissance de sortie maximale et sa tolérance à la condition spécifiée (l’AOI doit être
spécifié s’il n’est pas nul);
– la date, le lieu de fabrication et les matériaux de la cellule doivent être indiqués ou la
traçabilité de ces informations doit être assurée à partir du numéro de série.
Si des échantillons représentatifs sont utilisés, les mêmes marquages que sur les produits en
grandeur réelle doivent être inclus pour tous les essais, et il convient que le marquage puisse
résister à toutes les séquences d’essais.
6 Informations préliminaires mentionnées par le fabricant
Le fabricant doit fournir au laboratoire d’essai les valeurs nécessaires pour le montage de
mesure:
– la puissance maximale prévue, le rendement optique maximal, V , et I aux conditions
oc sc
d’essais normales du concentrateur (CSTC, Concentrator Standard Test Conditions) et aux
conditions de fonctionnement normales du concentrateur (CSOC, Concentrator Standard
Operating Conditions) comme indiqué dans l’IEC 62670-1, ou aux conditions d’essais
normales hybrides (HSTC, Hybrid Standard Testing Conditions) et aux conditions de
fonctionnement normales hybrides (HSOC, Hybrid Standard Testing And Operating
Conditions), comme indiqué dans le Tableau 1, et la puissance nominale effective (voir la
Formule (32));
– le champ de vision (FoV) (voir l’Article 3) ou l’angle d’admission (si le module est installé
sur un suiveur solaire à deux axes);
– le cas échéant, la plage angulaire de fonctionnement de l’ensemble de cellules CPV. En
cas de réfraction asymétrique, il convient d’effectuer les mesurages selon deux directions
angulaires orthogonales par rapport à la normale du module;
– les instructions d’installation;
– rapport de surface = Surface(A)/Surface totale (voir la Figure 1 );
– les angles β(t) et γ(t) liés au suiveur solaire sur lequel le module CPV/PV hybride est destiné
à être installé (voir en 10.2.2).
7 Méthodes d’essai
Les modules doivent être soumis à la puissance et à l’éclairement en fonction de l’AOI et en
fonction de la température telle que définie dans l’Article 10. En procédant aux essais, les
instructions de manipulation, de nettoyage et de raccordement du fabricant doivent être
respectées. Si le suiveur solaire du fabricant n’est pas utilisé, les détails relatifs à l’alignement
et au suiveur solaire doivent être consignés dans le rapport d’essai.
8 Rapport
À l’issue de la procédure, l’agence qui procède aux essais doit établir un rapport des essais de
performance, avec les caractéristiques de puissance mesurées. Chaque rapport d’essai doit
inclure au moins les informations suivantes:
– titre;
– nom et adresse du laboratoire d’essai et le lieu (y compris latitude, longitude et altitude) de
réalisation de l’étalonnage ou des essais;
– identification unique du rapport et de chaque page;
– nom et adresse du client, le cas échéant;
– description et identification de l’élément étalonné ou soumis à essai;
– caractérisation et conditions d’étalonnage ou état de l’élément soumis à essai;
– date de réception de l’élément soumis à essai et la ou les dates d’étalonnage ou d’essai, le
cas échéant;
– identification de la méthode d’étalonnage ou d’essai utilisée;
– référence à la procédure d’échantillonnage, si cela est pertinent;
– écarts, compléments ou exclusions éventuels de la méthode d’étalonnage ou d’essai, et
toute autre information correspondant à un étalonnage ou essai spécifique, comme les
conditions d’environnement. Les détails de la procédure d’essai, y compris le biais
(puissance maximale ou circuit ouvert, par exemple) maintenu entre les balayages d’essai
et la manière dont les données ont été filtrées pour satisfaire aux critères spécifiés;
– mesurages, examens et résultats obtenus, incluant au minimum un tableau pour I , I ,
sc max
P , V , V , la température nominale de fonctionnement des cellules à concentration
max oc max
(CNOCT, Concentrator Nominal Operating Cell Temperature), les valeurs des coefficients
thermiques du module (coefficients de température d’efficacité absolue et de puissance), la
puissance nominale effective et les valeurs pour chacun des trois modules d’essai dans
toutes les conditions de puissance de référence;
– déclaration de l’incertitude estimée de l’étalonnage ou du résultat d’essai, y compris
l’incertitude de la CNOCT (le cas échéant);
– déclaration indiquant si les valeurs CSTC (HSTC), CSOC (HSOC) et puissances nominales
mesurées correspondent à la plage de puissances assignées du fabricant dans les limites
de l’incertitude de mesure des laboratoires d’essai (le cas échéant);
– déclaration concernant l’ajout d’une diode antiretour pour mesurer le groupe CPV, afin
d’éviter d’endommager les cellules CPV au cas où les mesurages de courant-tension se
poursuivent sur le quatrième quadrant, et indiquant si les mesures de la courbe IV ont été
corrigées pour tenir compte de la chute de tension introduite par la diode antiretour;
– signature et fonction, ou identification équivalente de la ou des personnes assumant la
responsabilité du contenu du rapport, et date de publication;
– lorsque cela est pertinent, déclaration stipulant que les résultats se rapportent uniquement
aux éléments soumis à essai;
– déclaration indiquant que le rapport ne doit pas être reproduit, sauf en totalité, sans
l’approbation écrite du laboratoire;
– identification du suiveur solaire utilisé, du capteur d’alignement du suiveur solaire et de
l’erreur de suiveur solaire documentée;
– identification, emplacement et étalonnage du capteur de vent utilisé;
– identification et étalonnage du pyrhéliomètre utilisé;
– identification et étalonnage du pyromètre utilisé;
– identification du capteur de courant utilisé;
– identification du capteur de tension utilisé;
– indication de la méthode d’alignement du module utilisée (selon les recommandations du
fabricant);
– indication du détecteur sensible aux points (DSP), qui permet de mesurer l’AOI;
– indication de la distance entre le pyrhéliomètre sous incidence normale (NIP, Normal
Incident Pyrheliometer) et le module;
– copie de ce rapport à conserver en référence par le fabricant.
9 Sensibilité angulaire de puissance
9.1 Généralités
L’expression la plus générale pour caractériser la puissance du module CPV/PV hybride est la
sensibilité angulaire de puissance , qu’il convient de préférer au mesurage de la sensibilité
angulaire basé sur I , afin de tenir compte des effets possibles de désadaptation.
sc
Pour l’éclairage avant, il s’agit de:
P θT, ε θT,⋅ DIFFTI θ+ γ θT,⋅ DTI θ+ φ θT,⋅+GTI θ γ θT,⋅ DTI θ (4)
( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) ( )
front PV PV PVext CPV
DIFFTI θ GTI θ− DTI θ
( ) ( ) ( ) (5)
DTI θ DNI 0⋅ cosθ
( ) ( ) (6)
où:
P θT,
( ) est la sensibilité angulaire de puissance générée par le module CPV/PV hybride,
front
exprimée en watts (W), lorsque l’AOI est θ;
θ est l’angle d’incidence (AOI);
est la fraction angulaire de la lumière diffuse absorbée par les cellules PV, l’unité
ε θT,
( )
PV
étant le mètre carré (m );
est la fraction angulaire de la lumière directe diffusée ou focalisée par les
γ θT,
( )
PV
lentilles, absorbée par les cellules PV, exprimée en mètres carrés (m ),
respectivement lorsque θ est à l’intérieur ou à l’extérieur du champ de vision;
est la fraction angulaire de la lumière globale absorbée par les cellules PV
φ (θT, )
PVext
externes, exprimée en mètre carré (m );
γ θT, est la fraction angulaire de la lumière de l’éclairement normal direct (DNI, Direct
( )
CPV
Normal Irradiance) absorbée par les cellules PV, l’unité étant le mètre
carré (m );
___________
Si la sensibilité angulaire de densité de puissance est prise en compte (exprimée en watts par mètre carré) en
lieu et place de la sensibilité angulaire de puissance, les coefficients rapportés dans la Formule (4) sont des
termes d’efficacité.
=
=
=
est l’éclairement incliné direct (composante de l’éclairement normal direct le long
DTI(θ)
de la normale du module exprimée en watts par mètre carré (W/m ) sur un
module incliné);
DNI 0
( )
est l’éclairement normal direct;
GTI θ
( )
est l’éclairement incliné global, exprimé en Watts par mètre carré (W/m ) sur un
module incliné;
est l’éclairement incliné diffus, exprimé en Watts par mètre carré (W/m ) sur un
DIFFTI θ
( )
module incliné;
T
est la température des cellules. Les cellules CPV, les cellules PV internes et les
cellules PV externes (ext) sont caractérisées par une valeur T différente.
NOTE Un schéma des termes d’éclairement utilisés dans la Formule (4) est indiqué à la Figure 3.
9.2 Détermination des coefficients de collecte
ε θT,, γ θT,,φ θT, et γ θT, sont appelés coefficients de collecte. La sensibilité
( ) ( ) ( ) ( )
PV PV PVext CPV
angulaire de puissance est mesurée selon les procédures indiquées en 10.2.7 et 10.2.8. Les
valeurs sont ensuite converties à 25 °C conformément à 10.2.4.
NOTE 1 Des exemples d’ajustement de la Formule (7) et de la Formule (8) sont représentés à la Figure 4.
NOTE 2 Un exemple d’ajustement de la Formule (9) est représenté à la Figure 5.
NOTE 3 Un exemple d’ajustement de la Formule (12) est représenté à la Figure 6.
Pour les cellules PV (à l’intérieur du module), il s’agit de:
P θT, DTI θ
( ) ( )
front,PV
γ θT,−+ε θT, ε θT,
( ( ) ( )) ( ) (7)
PV PV PV
GTI θ GTI θ
( ) ( )
Figure 3 – Schéma des termes d’éclairement utilisés dans la Formule (4) pour le cas
général d’un module CPV/PV hybride monté sur un plan fixe incliné
Les formules suivantes s’appliquent pour l’éclairage avant et θ à l’intérieur du champ de vision
(c’est-à-dire pour la condition CPV/PV hybride, voir l’Annexe A).
=
Le coefficient de collecte du rayonnement diffus, , peut être considéré comme quasi
ε (θT, )
PV
constant (car très faiblement dépendant de l’AOI) et peut être calculé à incidence normale à
partir de l’ajustement de la Formule (7)) en prenant γ θT,0= en première approximation.
( )
PV
Dès que est converti à 25 °C et compte tenu de , la valeur approximative
P εθ(=0°°, 25)
front,PV PV
de γθ,25°C peut alors être calculée en réorganisant la Formule (7) et en procédant à un
( )
PV
ajustement polynomial de la Formule (8):
P θC,25° GTI θ
( ) ( )
front,PV
γθ,25°=C + ε θ=0°,25°C 1−
( ) ( ) (8)
PV PV

DTI θ DTI θ
( ) ( )

a) b)
Figure 4 – Exemple d’ajustement de la Formule (7) et de la Formule (8) pour déterminer
les coefficients de collecte: a) et b)
εθ, 25° γθ,25°C
( ) ( )
PV PV
peut être calculé par un ajustement polynomial de la Formule (9):
φ (θT, )
PVext
P θT,
( )
front,ext
φ θT,·φ τ θ
( ) ( ) (9)
PVext PVext
GTI θ
( )
où τ θ est le coefficient de transmission indiqué dans la Formule 5 de l’IEC 61853-2:2016
( )
[15], avec a = 0,18.
r
 
−cos AOI
1− exp
 
a
 r 
τ AOI =
( )
(10)

−1
1− exp

a
r
Dès que P (θT, ) est converti à 25 °C et en tenant compte des mesurages réalisés dans
front,ext
une plage AOI réduite, φ peut être calculé par l’ajustement polynomial de la Formule (9)
PVext
en prenant pour hypothèse τ(AOI ) = 1. La valeur de est alors simplement calculée
φ (θT, )
PVext
en multipliant φ par , donnée par la Formule (10).
τ θ
( )
PVext
==
Figure 5 – Exemple d’ajustement de la Formule (9), avec τ AOI = 1 pour la
( )
détermination du coefficient de collecte φ
PVext
Pour les cellules CPV, il s’agit de:
P θT,,γ θT⋅ DTI θ
( ) ( ) ( ) (11)
front,CPV CPV
peut être obtenu à partir d’un ajustement polynomial (classe quatre) de la
γ (θT, )
CPV
Formule (11). Dès que P (θT, ) est converti à 25 °C, l’ajustement polynomial de la
front,CPV
Formule (11) donne γ θC,25° .
( )
CPV
Pour l’éclairage avant, et pour θ> FoV (c’est-à-dire pour la condition PV globale, voir
l’Annexe A), pour les cellules PV internes, peut être calculée en ajustant la
γ (θT, )
PV
Formule (12), en prenant pour hypothèse que ε θT, est égale à la valeur déterminée pour
( )
PV
:
θ< FoV
P θT,
( ) DTI(θ)
front,PV
γ θT,−+ε θT, ε θT,
( ( ) ( )) ( ) (12)
PV PV PV
GTI θ GTI θ
( ) ( )
P (θT, ) peut être calculé à partir de la Formule (9)). Une position reproductible du plan
front,ext
mobile doit également être trouvée pour l’AOI en dehors du champ de vision (lorsque la
commande du suiveur solaire interne n’a pas pu être opérationnelle), afin d’assurer une mesure
reproductible sur le groupe photovoltaïque interne.
=
=
Figure 6 – Exemple d’ajustement de la Formule (12) pour la détermination
du coefficient de collecte γθ,25°
( )
CPV
Pour l’éclairage arrière, seules les cellules PV convertissent la lumière solaire:
P θT,,ρ θT⋅ GI θ, λ
( ) ( ) ( ) (13)
rear PV rear
Figure 7 – Schéma de l’éclairage du module arrière, lorsque le module CPV/PV hybride
adopte des cellules PV bifaces
=
10 Condition de caractéristiques assignées de puissance
10.1 Généralités
Alors que les modules CPV/PV hybrides convertissent l’éclairement global, les conditions de
caractéristiques assignées de puissance doivent être différenciées en fonction des pertes
optiques associées à l’AOI et de la disposition électrique du module (nombre de bornes de
sortie). La présente procédure de caractéristiques assignées de puissance s’applique aux
modules CPV/PV hybrides dont les courbes I-V des cellules CPV et PV peuvent être mesurées
indépendamment. Les conditions normales d’essai (HSTC) et les conditions normales de
fonctionnement (HSOC) des modules CPV/PV hybrides eu égard à l’intensité et au spectre de
référence DNI (DNI ) et d’éclairement diffus de référence (DIFF ), à la vitesse du vent (V )
ref ref wind
) ou à la température ambiante (T ) sont données dans
et à la température de la cellule (T
cell amb
le Tableau 1. Lorsque des modules CPV/PV hybrides sont installés sur un suiveur solaire à
deux axes, les conditions normales d’essai sont identiques à celles utilisées pour les modules
PV à plaques planes, comme indiqué dans l’IEC 60904-3 [13]. Les conditions normales de
fonctionnement sont identiques aux CSOC des modules CPV comme indiqué dans l’IEC 62670-1,
à l’exception du fait que la répartition spectrale correspond au spectre global de
référence AM1,5 réduit à 90 % et non au spectre direct de référence AM1,5. Les mêmes
conditions normales d’essai sont appliquées lorsque des modules CPV/PV hybrides sont
installés sur des structures fixes ou sur des suiveurs solaires à un axe, auquel cas la puissance
maximale est déterminée en lieu et place de la puissance nominale. La puissance nominale
effective, qui tient compte des pertes optiques associées à l’AOI, est déterminée comme indiqué
en 10.2.6.
Tableau 1 – Conditions normales d’essai (STC) et
conditions normales de fonctionnement (SOC) pour les modules CPV/PV hybrides
Puissance
Condition Vitess
Éclairement Température nominale/pui
Installation de Éclairement diffus e du

direct de cellule ssance
référence vent
maximale
-2 -2 -1
°C
W·m W·m m·s
Puissance
AM1,5d AM1,5g-AM1,5d
nominale
HSTC 25 0
mesurée à
900 100
Sur suiveur
AOI = 0
solaire à
Puissance
deux axes
0,9·AM1,5d 0,9·(AM1,5g- nominale
HSOC 20 2
810 AM1,5d) 90 mesurée à
AOI = 0
Puissance
AM1,5d AM1,5g-AM1,5d
maximale
HSTC 25 0
Sur structure
mesurée à
900 100
fixe ou sur
AOI = 0 (*)
suiveur
Puissance
solaire à un
0,9·AM1,5d 0,9·(AM1,5g- maximale
axe
HSOC 20 2
810 AM1,5d) 90 mesurée à
AOI = 0(*)
(*) ou à AOI où le rendement optique atteint le maximum.

10.2 Caractéristiques assignées de puissance en extérieur des modules CPV/PV
hybrides à installer sur une structure fixe ou sur un suiveur solaire à un axe
10.2.1 Généralités
Pour comparer les performances de différents modules hybrides dont la sortie est discontinue
et dépendante du temps, le concept de puissance nominale effective est introduit et calculé
selon les procédures suivantes. Comme décrit dans la Note 3 de 10.2.2, si le module CPV/PV
hybride est installé sur un suiveur solaire à un axe, le fabricant du module doit préciser la
dépendance β(t) et γ(t) à introduire dans la Formule (20), la puissance nominale effective étant
liée au comportement de ces angles associés au suiveur solaire. La détermination de la
puissance nominale effective prévoit les étapes suivantes: 1) détermination expérimentale de
la puissance du module en fonction de l’AOI, l’éclairement solaire et les conditions ambiantes
étant conformes (ou filtrés) à la condition de référence rapportée dans le Tableau 2,
2) conversion de la puissance du module à 25 °C, 3) calcul des coefficients de collecte en
fonction de l’AOI à 25 °C, 4) application d’un modèle sous ciel clair.
Tableau 2 – Critères de filtrage
Paramètre Critères de conservation des données Critères de conservation des
(AOI < FoV) données (AOI > FoV)
-2 -2 -2 -2
Éclairement direct ou
600 W·m < DNI< 1 100 W·m 100 W·m < GNI < 1 100 W·m
global
ΔDNI < 40 % ΔGNI <40 %
(t-30 min) (t-30 min)
ΔDNI < 10 % ΔGNI <10 %
(t-10 min) (t-10 min)
ΔDNI < 1 % ΔGNI < 1 %
(IV-sweep) (IV-sweep)
DNI/GNI > 0,6 DNI/GNI > 0,2
Spectre direct 0,97 < SMR < 1,03 -
x-y
Spectre global 0,97 < SMR < 1,03 -
1-2
Température ambiante 0 °C < T <40 °C 0 °C amb amb
ΔT < 5 °C ΔT < 5 °C
amb(t-30 min) amb(t-30 min)
-1 -1 -1 -1
Vitesse du vent
0,5 m·s < v < 5 m·s 0,5 m·s < v < 5 m·s
wind(5 min agv) wind(5 min agv)
NOTE Les indices SMR énumèrent les cellules de composant par ordre dé
...