WO2017103393A1 - Procede et dispositif de determination d'un risque de chute de l'ensoleillement - Google Patents

Procede et dispositif de determination d'un risque de chute de l'ensoleillement Download PDF

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Sylvain Lespinats
Nicolas Chaintreuil
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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the present application relates to a method and a device for determining a risk of falling sunlight, including the amount of sunlight received by a photovoltaic installation.
  • an application is the estimate in advance of the electricity production that a solar power plant will supply.
  • Another example of application corresponds to the adaptation in advance of the control method of a device whose performance depends on the sun.
  • Another example of an application is the short-term planning of a activity whose course depends on sunshine.
  • the irradiance received on a site during a day on a clear day, that is to say in the absence of clouds, is generally known, for example from models that take account in particular of the geographical position of the site. considered site.
  • the irradiance can either be measured directly on the site or be estimated, especially from the theoretical electrical power supplied by a photovoltaic power plant.
  • the irradiance actually received can vary greatly compared to what is expected in case of clear weather. This is particularly the case when clouds pass in front of the sun. It is therefore desirable to be able to estimate in advance that a fall in irradiance is likely to occur.
  • 10.106 / j. solener .2011.08.025) describes a method for determining rapid changes in global horizontal irradiation from the sky.
  • a disadvantage of such a method is that it requires the installation of a camera to perform the shooting of the sky, which is not possible in most cases, especially for reasons of cost.
  • An object of an embodiment is to overcome all or part of the disadvantages of the methods for determining a risk of falling sunlight described above.
  • Another object of an embodiment is that the estimation method does not use cameras.
  • an embodiment provides a method of determining a risk of falling sunlight received on a site implemented by a dedicated electronic circuit and / or a processor, in which it is determined that a risk of falling when the ratio between a first datum representative of the global irradiance actually received at the site and a second datum representative of the global irradiance on a clear day received at the site is greater than a threshold strictly greater than unity.
  • the method comprises the repetition of the following steps during a day:
  • the second datum representative of the global irradiance on a clear day received at the site at said instant is determined from a modeling of irradiance on a clear day.
  • the first datum is
  • the global irradiance actually received on the site and the second data is the global irradiance on a clear day received on the site.
  • the first datum is the electrical power actually supplied by a solar power station and the second datum is the electrical power supplied on a clear day by the solar power station.
  • the determination of the risk of falling of the received sunshine is implemented only if the second data representative of the global irradiance in time Clear received at the site is greater than a minimum value of overall irradiance.
  • a solar power station is at said site, the production of electrical energy by the photovoltaic installation being supplied to an electrical distribution network.
  • the method comprises issuing an alert when it is determined that a risk of falling occurs.
  • the method comprises transmitting the alert to the management company of the electricity distribution network.
  • One embodiment also provides a device for determining a risk of falling sunlight on a site, comprising a processing module adapted to determine that a risk of falling occurs when the ratio between a first data representative of 1 global irradiance actually received on the site and a second data representative of the global irradiance on a clear day received on the site is greater than a threshold strictly greater than unity.
  • FIG. 1 represents, partially and schematically, an embodiment of a photovoltaic installation connected to an electrical distribution network
  • FIG. 2 represents an evolution curve of the irradiance measured on the site of the photovoltaic installation represented in FIG. 1 on a given day where the sky is partially covered, as well as the evolution curve of the irradiance which would have been expected that day if the sky had been clear;
  • Figures 3, 4 and 5 show, partially and schematically, three configurations of sunshine of a photovoltaic panel;
  • Fig. 6 is a block diagram of an embodiment of a method for estimating a fall in sunlight
  • Fig. 7 shows the curves of Fig. 2 and further includes regions indicating the risk of falling global irradiance
  • Figures 8 to 12 show the matrices of confusion between the distributions of the irradiances at times t and t + At. detailed description
  • a first signal is said to be representative of a second signal when the first signal varies as the second signal, that is to say that the first signal increases when the second signal increases, and the first signal increases. decreases when the second signal decreases and the first signal remains constant when the second signal remains constant.
  • FIG. 1 shows an embodiment of a solar power plant 10, for example a photovoltaic power station, which makes it possible to produce electrical energy.
  • the photovoltaic power plant 10 comprises:
  • photovoltaic cells 12 adapted to output a direct current and / or a DC voltage when they receive solar radiation, the photovoltaic cells 12 being connected together, in series or in parallel, via a circuit electrical and can be arranged according to one or more photovoltaic panels 14, the set of photovoltaic cells interconnected being called photovoltaic installation 16 in the following description;
  • a generator 18 adapted to supply an alternating current and / or an alternating electrical voltage from the direct current and / or the continuous electrical voltage supplied by the photovoltaic installation 16;
  • a processing module 20 adapted to control the generator 18;
  • a data transmission module 24 for example a wireless data transmission module by emitting electromagnetic radiation, connected to the processing module 20.
  • the generator 18 is connected to an electrical distribution network 26 so as to allow the resale of the current and / or the electrical voltage. product to a third party company operating the distribution power grid.
  • the generator 18 may be used for charging an electric storage battery or for managing the consumption of electricity produced.
  • the processing module 20 may correspond to a dedicated circuit and / or may comprise a processor, for example a microprocessor or a microcontroller, adapted to execute instructions of a computer program stored in a memory.
  • a processor for example a microprocessor or a microcontroller, adapted to execute instructions of a computer program stored in a memory.
  • FIG. 2 represents a curve C cs , in dotted lines, of evolution of the global irradiance received by the photovoltaic installation 16 during a day on a clear day, called irradiance on a clear day thereafter, that is, that is to say in the absence of clouds, and a curve C of global irradiance evolution received by the photovoltaic installation 16 during a day including cloudy periods.
  • the global irradiance on a clear day can be determined by measurements or by modeling.
  • An example of a method for determining global irradiance on a clear day is described in Rigollier et al, entitled “On the clear sky model of ESRA - European Solar Radiation Atlas - with respect to the Heliosat method" (Solar energy, 68 (1), 33-48).
  • Global irradiance or irradiance is the power of an electromagnetic radiation received by an object per unit area.
  • the global irradiance measured is that of the sunlight received by the photovoltaic cells 12.
  • the overall irradiance is the sum of three components: direct irradiance, which comes directly from the sun, this component being zero when the sun is hidden by clouds or by an obstacle;
  • P1, P2, P3 and P4 phases are distinguished for the curve C.
  • the overall irradiance of the curve C is less than the global irradiance on a clear day. This corresponds to a cloudy sky, the sun being permanently hidden behind clouds.
  • the overall irradiance of curve C substantially follows global irradiance on a clear day. This corresponds to a clear sky.
  • the overall irradiance of curve C is greater than the global irradiance on a clear day.
  • phase P4 the overall irradiance of curve C is less than the global irradiance on a clear day.
  • the inventors have demonstrated that when the global irradiance is significantly greater than the global irradiance on a clear day at a given moment, it is often noted a significant drop in global irradiance in the minutes that follow.
  • FIG. 3 illustrates this phenomenon. These figures represent a photovoltaic panel 14 of the photovoltaic power station 10 shown in FIG. 1 at successive instants.
  • the sunlight conditions of the photovoltaic panel 14 correspond to conditions of clear weather.
  • the global irradiance received by the photovoltaic panel 14 is equal to the global irradiance on a clear day.
  • the global irradiance comprises a component corresponding to the direct radiation of the sun 30, which is represented by the large arrow 32, and a component corresponding to the radiation received from the celestial vault, except the direct radiation, which is represented by the small arrows 34.
  • This configuration corresponds to the phase P2 of the curve C in FIG.
  • FIG. 4 there is shown a cloud 36 which is moving closer to be placed between the sun 30 and the photovoltaic panel 14.
  • the direct radiation remains equal to what it is in case of clear weather (arrow 32) while that the diffuse radiation increases due to a greater reflection on the cloud 36, which is represented by the arrow 38.
  • the overall irradiance is then greater than the global irradiance on a clear day. This configuration corresponds to phase P3 of curve C in FIG.
  • the cloud 36 is situated between the sun 34 and the photovoltaic panel 14.
  • the direct radiation becomes weak or zero (arrow 40).
  • diffuse radiation may be greater than diffuse radiation in the case of clear weather, this is not sufficient to compensate for the loss of direct radiation so that the overall irradiance is less than the global irradiance on a clear day.
  • This configuration corresponds to the phase PI or P4 of the curve C in FIG.
  • Fig. 6 is a block diagram of an embodiment of a method for estimating a fall in sunlight.
  • the method can be implemented by the processing module 20.
  • the processing module 20 is capable of performing the computation of the evolution curve C cs of global irradiance expected according to the time model clear, either stored in memory the evolution curve C cs , or is communicated the evolution curve C cs by an external device.
  • the curve C cs can be obtained experimentally or correspond to a modeled curve which takes into account, for example, longitude, the latitude and the altitude of the place where the photovoltaic installation 16 is placed as well as the inclination and the orientation of the photovoltaic panel.
  • the curve C cs may depend on the day of the year considered.
  • step 40 the processing module 20 determines at a time t the value G (t) of the global irradiance actually received by the photovoltaic installation 16.
  • the global irradiance can be determined from the measurement of the current
  • the overall irradiance measurements are made periodically, with a period of between a few seconds and a few minutes, for example about one minute. The process continues in step 42.
  • step 42 the processing module 20 determines the ratio B (t) at time t according to the following relation (1):
  • G cs is the global irradiance on a clear day received by the photovoltaic system 16 at time t and (3 ⁇ 4 ] _ is a positive real number which is small compared to the typical values of G cs
  • the parameter (3 ⁇ 4 ] _ makes it possible to prevent the ratio B (t) from becoming too large at dawn and at dusk, because, due to inaccuracies of the measurement instants and / or the irradiance model in a clear day, the value G (t) can be strictly positive, whereas the value
  • G cs (t) is zero.
  • (3 ⁇ 4 ] _ is equal to 10.
  • the processing module 20 can calculate the ratio B (t) only when the irradiance on a clear day G cs (t) is greater than a threshold, for example 200 W / m ⁇ .
  • the processing module 20 determines whether the following inequality (2) is satisfied:
  • ⁇ is a real number greater than or equal to 1. According to one embodiment, ⁇ is equal to 1.05.
  • step 44 If the inequality (2) is satisfied, the method continues in step 44. If the inequality (2) is not satisfied, the method continues in step 40.
  • the processing module 20 emits an alert signal indicating that there is a risk of falling global irradiance shortly after time t.
  • the processing module 20 can transmit, via the data transmission module 24, an alert signal, for example to the management company of the electrical distribution network 26.
  • the transmission of a The alert may include storing in a memory of the data processing module 20 representative of the instant at which the global irradiance peak and the value of the overall irradiance peak occurred, which data may be read later.
  • the processing module 20 can modify the operation of the photovoltaic power plant 10 during the determination of the risk of falling of the sunshine, for example by modifying the number of photovoltaic panels connected to the generator 18. case, the transmission module 24 may not be present.
  • the processing module 20 determines that a risk of falling sunlight occurs and then issues an alert.
  • the processing module 20 transmits the measured irradiance values, via the data transmission module 24, to an external system which makes the determination of the risk of falling of the sunshine.
  • FIG. 7 represents the curves C cs (in dashed line) and C of FIG. 2 and further comprises zones or regions B1-B12 and B13 + illustrating the risk of falling of the overall irradiance.
  • the zones B1 to B12 are obtained from the discretization of the values of the ratio B (t). More specifically, for i greater than or equal to 1, the area B-j_ is the region delimited by the curves given by the following two relations (3):
  • Regions Bi are represented in FIG. 7 by a single reference zone B13 +.
  • the number p depends on the desired resolution. For the simulations illustrated in FIGS. 7 to 12, the number p is equal to 10.
  • the global irradiance G (t) received by the photovoltaic installation 16 When the global irradiance G (t) received by the photovoltaic installation 16 is substantially zero, it falls in the area B1. With p equal to 10, when the global irradiance G (t) received by the photovoltaic installation 16 is substantially equal to the global irradiance on a clear day G cs (t), it falls in the zone B11. With p equal to 10 and equal to 10, for the maximum irradiance values measured around Poitier in Vienne (France), the irradiance G (t) does not take values in an area beyond B15. which corresponds to an overall irradiance greater than the global irradiance on a clear day of approximately 40%. The case where the inequality (2) in step 42 of the embodiment of the method described above is satisfied corresponds to the case where the irradiance G (t) falls in an area greater than or equal to Bp + 2.
  • FIG. 8 to 12 show the distribution of
  • Irradiance G according to zones B1 to B15 in which the value of irradiance G (t) will fall at time t + ⁇ t as a function of the area in which the value of irradiance G is at time t respectively for At times respectively equal to 1 min, 5 min, 15 min, 30 min and 1 h.
  • the black squares represent a probability greater than 0.5
  • the black squares flecked with white represent a probability varying from 0.5 to 0, 3
  • the squares with the same amount of black and white dots represent a probability varying from 0.3 to 0.1
  • the White squares speckled with black represent a probability ranging from 0.1 to 0.05
  • white squares represent a probability less than 0.05.
  • the regions E correspond to the zones B12 to B15 for which the irradiance G is greater than the irradiance G g on a clear day.
  • Figure 8 includes a region of high probability on the diagonal. This shows that from minute to minute, there is good persistence of irradiance values.
  • FIGS. 9 to 12 an offset of the regions of higher probability to the left is observed when the global irradiance at time t is greater than the global irradiance on a clear day. This shows that when global irradiance is high at time t, a subsequent fall in global irradiance is often observed. The probability of falling tends to increase when the duration At increases.
  • the inventors have demonstrated by numerous tests that a significant fraction of sudden drops is detected during the implementation of the embodiment of the method for estimating a fall in the amount of sunshine described above in connection with FIG. 6.
  • a sudden fall in the amount of sunshine often occurs shortly after the instant t (for example during a period T after time t) at which a value B is detected (t ) significantly greater than 1 at step 42 causing an alert to be issued.
  • the alert was justified if the ratio B (t + At) takes a value less than 0.5 * B (t) for any value of At less than T.
  • the inventors have shown that 85.2% of alerts are followed by a fall in the hour, that 94.1% of alerts are followed by a fall within 2 hours and 99.1% of alerts are followed by a fall within 5 hours.
  • the inventors have found that 19.2% of falls are preceded by an alert less than an hour before the fall, that 20.7% of falls are preceded by an alert less than 2 hours before the fall and that 22.0% of falls are preceded by an alert less than 5 hours before the fall.
  • the percentages indicated were obtained with the definition of sudden drop indicated previously, with the implementation of the method of estimating a risk of falling described above in relation with FIG. 6 with (3 ⁇ 4 ] equal to 10 and ⁇ equal at 1.05 and with measurements made at a site near Poitier in Vienne (France), the present embodiment of the fall estimation method thus makes it possible to detect approximately 20% of falls.
  • the ratio B (t) defined by the relation (1) uses the global irradiance G (t) and the global irradiance on a clear day G cs (t).
  • the relation (1) can be replaced by the following relation (4):
  • P cs is the electrical power supplied by the photovoltaic installation 16 on a clear day
  • P is the electrical power actually supplied by the photovoltaic installation 16
  • (3 ⁇ 4 is a strictly positive real number which is small compared to the typical values of P cs - Indeed, the electric power P supplied by the photovoltaic system 16 is essentially representative of one global irradiance G received by this installation parameter (3 ⁇ 4 has the same function as the parameter (3 ⁇ 4] _ described above and is, for. example, equal to 0.01 times the peak power of the photovoltaic installation 16.
  • the embodiment of the method for determining a risk of falling sunlight described above can be implemented by replacing the global irradiance G with a datum representative of the global irradiance G and replacing the global irradiance on a clear day G cs by a data representative of the global irradiance on a clear day G cs .

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Abstract

L'invention concerne un procédé de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement reçu sur un site mis en oeuvre par un circuit électronique dédié et/ou un processeur (20), dans lequel il est déterminé qu'un risque de chute a lieu lorsque le rapport entre une première donnée représentative de l'irradiance globale réellement reçue sur le site et une deuxième donnée représentative de l'irradiance globale par temps clair reçue sur le site est supérieur à un seuil strictement supérieur à l'unité.

Description

PROCEDE ET DISPOSITIF DE DETERMINATION D ' UN RISQUE DE CHUTE DE
L ' ENSOLEILLEMENT
La présente demande de brevet revendique la priorité de la demande de brevet français FR15/62391 qui sera considérée comme faisant partie intégrante de la présente description.
Domaine
La présente demande concerne un procédé et un dispositif de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement, notamment de l'ensoleillement reçu par une installation photo- voltaïque .
Exposé de l'art antérieur
Pour certaines applications, il est souhaitable de pouvoir estimer le risque de chute de l'ensoleillement d'un site, c'est-à-dire le risque de chute de l'irradiance du rayonnement électromagnétique dû au soleil atteignant le site et qui correspond à la puissance du rayonnement électromagnétique dû au soleil et frappant le site par unité de surface. Un exemple d'application correspond à l'estimation à l'avance de la production électrique que va fournir une centrale électrique solaire. Un autre exemple d'application correspond à l'adaptation par avance du procédé de commande d'un appareil dont les performances dépendent de l'ensoleillement. Un autre exemple d'application correspond à la planification à court terme d'une activité dont le déroulement dépend de l'ensoleillement. L'irradiance reçue sur un site au cours d'une journée par temps clair, c'est-à-dire en l'absence de nuages, est généralement connue, par exemple à partir de modèles qui tiennent compte notamment de la position géographique du site considéré. L'irradiance peut soit être mesurée directement sur le site, soit être estimée, notamment à partir de la puissance électrique théorique fournie par une centrale photovoltaïque .
Toutefois, en fonction des conditions météorologiques, l'irradiance réellement reçue peut varier fortement par rapport à ce qui est attendu en cas de temps clair. C'est le cas notamment lorsque des nuages passent devant le soleil. Il est donc souhaitable de pouvoir estimer à l'avance qu'une chute de l'irradiance risque de se produire.
La publication de Chow et al intitulée « Intra-hour forecasting with a total sky imager at the UC San Diego solar energy testbed » (Solar Energy 2011, doi :
10.106/j . solener .2011.08.025) décrit un procédé de détermination de variations rapides de l'irradiation globale horizontale à partir de prises de vue du ciel. Un inconvénient d'un tel procédé est qu'il nécessite l'installation d'une caméra pour réaliser les prises de vue du ciel, ce qui n'est pas envisageable dans la plupart des cas, notamment pour des raisons de coût.
Il serait donc souhaitable de pouvoir estimer s'il existe un risque de chute de l'ensoleillement reçu sur un site sans toutefois devoir équiper le site d'une caméra.
Résumé
Un objet d'un mode de réalisation est de pallier tout ou partie des inconvénients des procédés de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement décrits précédemment.
Un autre objet d'un mode de réalisation est que le procédé d'estimation n'utilise pas de caméras.
Un autre objet d'un mode de réalisation est que le procédé permet de déterminer un risque de chute de l'ensoleillement par passage de nuages devant le soleil. Ainsi, un mode de réalisation prévoit un procédé de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement reçu sur un site mis en oeuvre par un circuit électronique dédié et/ou un processeur, dans lequel il est déterminé qu'un risque de chute a lieu lorsque le rapport entre une première donnée représentative de 1 ' irradiance globale réellement reçue sur le site et une deuxième donnée représentative de 1 ' irradiance globale par temps clair reçue sur le site est supérieur à un seuil strictement supérieur à l'unité.
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend la répétition des étapes suivantes au cours d'une journée :
déterminer, à partir d'au moins une mesure, la première donnée représentative de 1 ' irradiance globale réellement reçue sur le site à un instant ;
déterminer la deuxième donnée représentative de
1 ' irradiance globale qui aurait été reçue audit instant par temps clair ;
déterminer le rapport entre la première donnée et la deuxième donnée ; et
émettre une alerte si le rapport est supérieur au seuil.
Selon un mode de réalisation, la deuxième donnée représentative de 1 ' irradiance globale par temps clair reçue sur le site audit instant est déterminée à partir d'une modélisation de l' irradiance par temps clair.
Selon un mode de réalisation, la première donnée est
1' irradiance globale réellement reçue sur le site et la deuxième donnée est l' irradiance globale par temps clair reçue sur le site.
Selon un mode de réalisation, la première donnée est la puissance électrique réellement fournie par une centrale électrique solaire et la deuxième donnée est la puissance électrique fournie par temps clair par la centrale électrique solaire .
Selon un mode de réalisation, la détermination du risque de chute de l'ensoleillement reçu n'est mise en oeuvre que si la deuxième donnée représentative de l' irradiance globale par temps clair reçue sur le site est supérieure à une valeur minimale d' irradiance globale.
Selon un mode de réalisation, une centrale électrique solaire se trouve audit site, la production d'énergie électrique par l'installation photovoltaïque étant fournie à un réseau de distribution électrique.
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend l'émission d'une alerte lorsqu'il est déterminé qu'un risque de chute a lieu.
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend la transmission de l'alerte à la société de gestion du réseau de distribution électrique.
Un mode de réalisation prévoit également un dispositif de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement sur un site, comprenant un module de traitement adapté à déterminer qu'un risque de chute a lieu lorsque le rapport entre une première donnée représentative de 1 ' irradiance globale réellement reçue sur le site et une deuxième donnée représentative de l' irradiance globale par temps clair reçue sur le site est supérieur à un seuil strictement supérieur à l'unité.
Brève description des dessins
Ces caractéristiques et avantages, ainsi que d'autres, seront exposés en détail dans la description suivante de modes de réalisation particuliers faite à titre non limitatif en relation avec les figures jointes parmi lesquelles :
la figure 1 représente, de façon partielle et schématique, un mode de réalisation d'une installation photovoltaïque reliée à un réseau de distribution électrique ;
la figure 2 représente une courbe d'évolution de 1' irradiance mesurée sur le site de l'installation photovoltaïque représentée en figure 1 un jour donné où le ciel est partiellement couvert, ainsi que la courbe d'évolution de l' irradiance qui aurait été attendue ce jour-là si le ciel avait été clair ; les figures 3, 4 et 5 représentent, de façon partielles et schématiques, trois configurations d'ensoleillement d'un panneau photovoltaïque ;
la figure 6 est un diagramme fonctionnel d'un mode de réalisation d'un procédé d'estimation d'une chute de l'ensoleillement ;
la figure 7 représente les courbes de la figure 2 et comprend, en outre, des régions indiquant le risque de chute de l'irradiance globale ; et
les figures 8 à 12 présentent les matrices de confusion entre les distributions des irradiances aux instants t et t+At. Description détaillée
De mêmes éléments ont été désignés par de mêmes références aux différentes figures. Par souci de clarté, seuls les éléments qui sont utiles à la compréhension des modes de réalisation décrits ont été représentés et sont détaillés. En particulier, le fonctionnement de cellules photovoltaïques est bien connu et n'est pas décrit en détail par la suite. Dans la description qui suit, lorsque l'on fait référence à des qualificatifs de position absolue, tels que les termes "avant", "arrière", "haut", "bas", "gauche", "droite", etc., ou relative, tels que les termes "dessus", "dessous", "supérieur", "inférieur", etc., ou à des qualificatifs d'orientation, tels que les termes "horizontal", "vertical", etc., il est fait référence à l'orientation des figures ou à une orientation habituelle d'utilisation de cellules photovoltaïques. Sauf précision contraire, les expressions "approximativement", "sensiblement", et "de l'ordre de" signifient à 10 % près, de préférence à 5 % près. Dans la suite de la description, un premier signal est dit représentatif d'un deuxième signal lorsque le premier signal varie comme le deuxième signal, c'est-à-dire que le premier signal augmente lorsque le deuxième signal augmente, que le premier signal diminue lorsque le deuxième signal diminue et que premier signal reste constant lorsque le deuxième signal reste constant. Un mode de réalisation d'un procédé et d'un dispositif de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement va être décrit dans le cas d'une centrale électrique solaire. Toutefois, il est clair que le présent procédé de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement peut être mis en oeuvre dès qu'il est souhaitable de déterminer qu'une chute de l'ensoleillement risque de se produire.
La figure 1 représente un mode de réalisation d'une centrale électrique solaire 10, par exemple une centrale électrique photovoltaïque, permettant la production d'énergie électrique. La centrale électrique photovoltaïque 10 comprend :
des cellules photovoltaïques 12 adaptées à délivrer en sortie un courant continu et/ou une tension électrique continue lorsqu'elles reçoivent un rayonnement solaire, les cellules photovoltaïques 12 étant reliées entre elles, en série ou en parallèle, par l'intermédiaire d'un circuit électrique et pouvant être agencées selon un ou plusieurs panneaux photovoltaïques 14, l'ensemble des cellules photovoltaïques reliées entre elles étant appelé installation photovoltaïque 16 dans la suite de la description ;
un générateur 18 adapté à fournir un courant alternatif et/ou une tension électrique alternative à partir du courant continu et/ou de la tension électrique continue fourni par l'installation photovoltaïque 16 ;
un module de traitement 20 adapté à commander le générateur 18 ;
un circuit 22 de mesure de la tension aux bornes de l'installation photovoltaïque 16 et du courant fourni par l'installation photovoltaïque 16 ; et éventuellement
un module 24 de transmission de données, par exemple un module de transmission de données sans fil par émission d'un rayonnement électromagnétique, relié au module de traitement 20.
Dans le présent mode de réalisation, le générateur 18 est relié à un réseau électrique de distribution 26 de manière à permettre la revente du courant et/ou de la tension électrique produit, à une société tierce exploitant ledit réseau électrique de distribution. On a représenté en figure 1 un module 28 appartenant à la société d'exploitation du réseau électrique de distribution 26 et adapté à recevoir les données transmises par le module 24 de transmission de données. A titre de variante, le générateur 18 peut être utilisé pour la charge d'une batterie d'accumulateurs électriques ou pour la gestion de la consommation de l'électricité produite.
Le module de traitement 20 peut correspondre à un circuit dédié et/ou peut comprendre un processeur, par exemple un microprocesseur ou un microcontrôleur, adapté à exécuter des instructions d'un programme d'ordinateur stocké dans une mémoire.
La figure 2 représente une courbe Ccs, en pointillés, d'évolution de l'irradiance globale reçue par l'installation photovoltaïque 16 au cours d'une journée par temps clair, appelée irradiance par temps clair par la suite, c'est-à-dire en l'absence de nuages, et une courbe C d'évolution de l'irradiance globale reçue par l'installation photovoltaïque 16 au cours d'une journée comprenant des passages nuageux.
L'irradiance globale par temps clair peut être déterminée par mesures ou par modélisation. Un exemple de méthode de détermination par modélisation de l'irradiance globale par temps clair est décrit dans la publication de Rigollier et al, intitulée "On the clear sky model of ESRA - European Solar Radiation Atlas - with respect to the Heliosat method" (Solar energy, 68 (1) , 33-48) .
L' irradiance globale ou éclairement énergétique correspond à la puissance d'un rayonnement électromagnétique reçu par un objet par unité de surface. Selon un mode de réalisation, l'irradiance globale mesurée est celle de la lumière du soleil reçue par les cellules photovoltaïques 12. Dans un plan donné, par exemple celui des panneaux photovoltaïques 14, l'irradiance globale est la somme de trois composantes : l'irradiance directe, qui provient directement du soleil, cette composante étant nulle lorsque le soleil est caché par des nuages ou par un obstacle ;
l'irradiance diffuse qui correspond au rayonnement reçu de la voûte céleste, hormis le rayonnement direct ; et
1 ' irradiance réfléchie qui correspond au rayonnement renvoyé par le sol et l'environnement, cette composante étant supposée nulle sur un plan horizontal.
On distingue des phases PI, P2, P3 et P4 successives pour la courbe C. Pendant la phase PI, l'irradiance globale de la courbe C est inférieure à l'irradiance globale par temps clair. Ceci correspond à un ciel couvert, le soleil étant en permanence caché derrière des nuages. Pendant la phase P2, l'irradiance globale de la courbe C suit sensiblement l'irradiance globale par temps clair. Ceci correspond à un ciel sensiblement dégagé. Pendant la phase P3, l'irradiance globale de la courbe C est supérieure à l'irradiance globale par temps clair. Pendant la phase P4, l'irradiance globale de la courbe C est inférieure à l'irradiance globale par temps clair.
Les inventeurs ont mis en évidence que lorsque l'irradiance globale est supérieure de façon significative à l'irradiance globale par temps clair à un instant donné, il est souvent constaté une chute importante de l'irradiance globale dans les minutes qui suivent.
Les figures 3, 4 et 5 illustrent ce phénomène. Ces figures représentent un panneau photovoltaïque 14 de la centrale photovoltaïque 10 représentée en figure 1 à des instants successifs .
En figure 3, les conditions d'ensoleillement du panneau photovoltaïque 14 correspondent à des conditions de temps clair.
L'irradiance globale reçue par le panneau photovoltaïque 14 est égale à l'irradiance globale par temps clair. L'irradiance globale comprend une composante correspondant au rayonnement direct du soleil 30, ce qui est représenté par la grande flèche 32, et une composante correspondant au rayonnement reçu de la voûte céleste, hormis le rayonnement direct, ce qui est représenté par les petites flèches 34. Cette configuration correspond à la phase P2 de la courbe C en figure 2.
En figure 4, on a représenté un nuage 36 qui en train de se rapprocher pour se placer entre le soleil 30 et le panneau photovoltaïque 14. Le rayonnement direct reste égal à ce qu'il est en cas de temps clair (flèche 32) tandis que le rayonnement diffus augmente en raison d'une réflexion plus importante sur le nuage 36, ce qui est représenté par la flèche 38. L'irradiance globale est alors supérieure à l'irradiance globale par temps clair. Cette configuration correspond à la phase P3 de la courbe C en figure 2.
En figure 5, le nuage 36 est situé entre le soleil 34 et le panneau photovoltaïque 14. Le rayonnement direct devient faible ou nul (flèche 40) . Même si le rayonnement diffus peut être supérieur au rayonnement diffus dans le cas d'un temps clair, cela ne suffit pas à compenser la perte de rayonnement direct de sorte que l'irradiance globale est inférieure à l'irradiance globale par temps clair. Cette configuration correspond à la phase PI ou P4 de la courbe C en figure 2.
La figure 6 est un diagramme fonctionnel d'un mode de réalisation d'un procédé d'estimation d'une chute de l'ensoleillement. Selon un mode de réalisation, le procédé peut être mis en oeuvre par le module de traitement 20. Le module de traitement 20 est soit capable d'effectuer le calcul de la courbe d'évolution Ccs d' irradiance globale attendue selon le modèle temps clair, soit a stocké en mémoire la courbe d'évolution Ccs, soit se fait communiquer la courbe d'évolution Ccs par un dispositif externe. La courbe Ccs peut être obtenue de façon expérimentale ou correspondre à une courbe modélisée qui tient compte, par exemple de la longitude, la latitude et l'altitude du lieu où est placée l'installation photovoltaïque 16 ainsi que de l'inclinaison et l'orientation du panneau photovoltaïque. De plus, la courbe Ccs peut dépendre du jour de l'année considéré. A l'étape 40, le module de traitement 20 détermine à un instant t la valeur G(t) de l'irradiance globale réellement reçue par l'installation photovoltaïque 16. L'irradiance globale peut être déterminée à partir de la mesure du courant de court-circuit de l'installation photovoltaïque 16. Selon un mode de réalisation, les mesures d'irradiance globale sont effectuées de façon périodique, avec une période comprise entre quelques secondes et quelques minutes, par exemple environ une minute. Le procédé se poursuit à l'étape 42.
A l'étape 42, le module de traitement 20 détermine le rapport B(t) à l'instant t selon la relation (1) suivante :
B(t)= ^±^ (i) J Gcs(t)+ai
où Gcs est l'irradiance globale par temps clair reçue par l'installation photovoltaïque 16 à l'instant t et (¾]_ est un nombre réel positif qui est petit devant les valeurs typiques de Gcs. Lorsqu'il est strictement positif, le paramètre (¾]_ permet d'éviter que le rapport B(t) ne devienne trop grand à l'aube et au crépuscule. En effet, en raison d'imprécisions des instants de mesure et/ou du modèle d'irradiance globale par temps clair, la valeur G(t) peut être strictement positive alors que la valeur
Gcs (t) est nulle. Selon un mode de réalisation, (¾]_ est égal à 10. A titre de variante, le module de traitement 20 peut ne calculer le rapport B(t) que lorsque l'irradiance par temps clair Gcs (t) est supérieure à un seuil, par exemple de 200 W/m^.
Le module de traitement 20 détermine si l'inégalité (2) suivante est vérifiée :
Figure imgf000011_0001
où β est un nombre réel supérieur ou égal à 1. Selon un mode de réalisation, β est égal à 1,05.
Si l'inégalité (2) est vérifiée, le procédé se poursuit à l'étape 44. Si l'inégalité (2) n'est pas vérifiée, le procédé se poursuit à l'étape 40.
A l'étape 44, le module de traitement 20 émet un signal d'alerte indiquant qu'il existe un risque de chute de l'irradiance globale peu après l'instant t. Selon un mode de réalisation, le module de traitement 20 peut transmettre, par l'intermédiaire du module 24 de transmission de données, un signal d'alerte, par exemple à la société de gestion du réseau de distribution électrique 26. A titre de variante, l'émission d'une alerte peut comprendre le stockage dans une mémoire du module de traitement 20 de données représentatives de l'instant auquel s'est produit le pic d'irradiance globale et de la valeur du pic d'irradiance globale, ces données pouvant être lues ultérieurement. Selon un autre mode de réalisation, le module de traitement 20 peut modifier le fonctionnement de la centrale photovoltaïque 10 lors de la détermination du risque de chute de l'ensoleillement, par exemple en modifiant le nombre de panneaux photovoltaïques connectés au générateur 18. Dans ce cas, le module de transmission 24 peut alors ne pas être présent.
Dans le présent mode de réalisation, le module de traitement 20 détermine qu'un risque de chute de l'ensoleillement se produit et émet alors une alerte. A titre de variante, le module de traitement 20 transmet les valeurs d'irradiance mesurées, par l'intermédiaire du module 24 de transmission de données, à un système externe qui réalise la détermination du risque de chute de l'ensoleillement.
La figure 7 représente les courbes Ccs (en pointillés) et C de la figure 2 et comprend, en outre, des zones ou régions Bl à B12 et B13+ illustrant le risque de chute de l'irradiance globale. Les zones Bl à B12 sont obtenues à partir de la discrétisation des valeurs du rapport B(t) . Plus précisément, pour i supérieur ou égal à 1, la zone B-j_ est la région délimitée par les courbes données par les deux relations (3) suivantes :
ARRONDI ( (GC S +OÎ]_) * (i-1, 5) /p) -(¾ (3) et ARRONDI ( (Gcs+ai) * (i-0, 5) /p) -¾
où p est un nombre réel et ARRONDI est une fonction qui pour tout nombre réel fournit le nombre entier le plus proche. Les régions Bi, pour i supérieur ou égal à 13, sont représentées en figure 7 par une seule zone référence B13+. Le nombre p dépend de la résolution souhaitée. Pour les simulations illustrées par les figures 7 à 12, le nombre p est égal à 10.
Pour des valeurs de β et de p bien choisies, dire que B (t) est strictement supérieur à β ou que G(t) tombe dans certaines zones Bi est équivalent. Par exemple, pour β égal à 1,05 et p égal à 10, on a B(t) strictement supérieur à β si et seulement si G(t) tombe dans une zone Bi strictement au-dessus de la zone Bll (soit B12, B13, B14, B15, etc..)
Lorsque l' irradiance globale G(t) reçue par l'instal- lation photovoltaïque 16 est sensiblement nulle, elle tombe dans la zone Bl . Avec p égal à 10, lorsque l' irradiance globale G(t) reçue par l'installation photovoltaïque 16 est sensiblement égale à l' irradiance globale par temps clair Gcs (t) , elle tombe dans la zone Bll. Avec p égal à 10 et a égal à 10, pour les valeurs maximales d' irradiance mesurées aux environs de Poitier dans la Vienne (France), l' irradiance G(t) ne prend pas de valeurs dans une zone au-delà de B15, ce qui correspond à une irradiance globale supérieure à l' irradiance globale par temps clair d'environ 40 %. Le cas où l'inégalité (2) à l'étape 42 du mode de réalisation du procédé décrit précédemment est vérifiée correspond au cas où 1' irradiance G(t) tombe dans une zone supérieure ou égale à Bp+2.
Le cas où l'inégalité (2) à l'étape 42 du mode de réalisation du procédé décrit précédemment est vérifiée correspond aux régions B12 et B13+ en figure 7.
Les figures 8 à 12 représentent la distribution de
1 ' irradiance G selon les zones Bl à B15 dans lesquelles la valeur de l' irradiance G(t) tombera au temps t+At en fonction de la zone dans laquelle se trouve la valeur de 1 ' irradiance G au temps t respectivement pour des durées At respectivement égales à 1 min, 5 min, 15 min, 30 min et 1 h. Pour construire ces figures, nous avons fixé p égal à 10 et (¾]_ égal à 10. Les carrés noirs représentent une probabilité supérieure à 0,5, les carrés noirs mouchetés de blanc représentent une probabilité variant de 0,5 à 0,3, les carrés présentant la même quantité de points noirs et blancs représentent une probabilité variant de 0,3 à 0,1, les carrés blancs mouchetés de noir représentent une probabilité variant de 0,1 à 0,05 et les carrés blancs représentent une probabilité inférieure à 0,05. Les régions E correspondent aux zones B12 à B15 pour lesquelles 1 ' irradiance G est supérieure à 1' irradiance G g par temps clair.
La figure 8 comprend une région de probabilité élevée sur la diagonale. Ceci montre que d'une minute sur l'autre, il y une bonne persistance des valeurs de 1 ' irradiance . Sur les figures 9 à 12, on remarque un décalage des régions de plus forte probabilité vers la gauche lorsque l' irradiance globale à l'instant t est supérieure à l' irradiance globale par temps clair. Ceci montre que lorsque l' irradiance globale est élevée à l'instant t, une chute ultérieure de l' irradiance globale est souvent observée. La probabilité de chute tend à augmenter lorsque la durée At augmente. On observe un fort contraste entre les cas où l' irradiance globale mesurée à l'instant t est inférieure ou égale à l' irradiance globale par temps clair (régions Bl à Bll) et les cas où l' irradiance globale mesurée à l'instant t est supérieure à l' irradiance globale par temps clair (régions B12 à B15) . En effet, dans les cas où l'irradiance globale par temps clair n'est pas dépassée (régions Bl à Bll), la diagonale reste marquée, ce qui traduit une tendance à la stabilité avec une augmentation de la dispersion au fur et à mesure que la durée At augmente .
Les inventeurs ont mis en évidence par de nombreux essais qu'une fraction significative de chutes brutales est détectée lors de la mise en oeuvre du mode de réalisation du procédé d'estimation d'une chute de l'ensoleillement décrit précédemment en relation avec la figure 6. A titre d'exemple, on considère qu'une chute brutale de l'ensoleillement se produit souvent peu après 1 ' instant t (par exemple pendant une durée T après l'instant t) auquel il est détecté une valeur B(t) significativement plus grande que 1 à l'étape 42 entraînant l'émission d'une alerte. On considère que l'alerte était justifiée si le rapport B(t+At) prend une valeur inférieure à 0.5*B(t) pour une quelconque valeur de At inférieure à T.
Les inventeurs ont montré que 85,2 % des alertes sont suivies d'une chute dans l'heure, que 94,1 % des alertes sont suivies d'une chute dans les 2 heures et que 99,1 % des alertes sont suivies d'une chute dans les 5 heures. En outre, les inventeurs ont monté que 19,2 % des chutes sont précédées d'une alerte moins d'une heure avant la chute, que 20,7 % de chutes sont précédées d'une alerte moins de 2 heures avant la chute et que 22,0 % des chutes sont précédées d'une alerte moins de 5 heures avant la chute. Les pourcentages indiqués ont été obtenus avec la définition de chute brutale indiquée précédemment, avec la mise en oeuvre du procédé d'estimation d'un risque de chute décrit précédemment en relation avec la figure 6 avec (¾]_ égal à 10 et β égal à 1,05 et avec des mesures réalisées sur un site aux environs de Poitier dans la Vienne (France) . Le présent mode de réalisation du procédé d'estimation de chutes permet donc de détecter environ 20 % de chutes.
Dans le mode de réalisation décrit précédemment, le rapport B(t) défini par la relation (1) utilise l'irradiance globale G(t) et l'irradiance globale par temps clair Gcs (t) . Selon un autre mode de réalisation, la relation (1) peut être remplacée par la relation (4) suivante :
Figure imgf000015_0001
où Pcs est la puissance électrique fournie par l'installation photovoltaïque 16 par temps clair, P est la puissance électrique réellement fournie par l'installation photovoltaïque 16 et (¾ est un nombre réel strictement positif qui est petit devant les valeurs typiques de Pcs- En effet, la puissance électrique P fournie par l'installation photovoltaïque 16 est essentiellement représentative de 1 ' irradiance globale G reçue par cette installation. Le paramètre (¾ a le même rôle que le paramètre (¾]_ décrit précédemment et est, par exemple, égal à 0,01 fois la puissance crête de l'installation photovoltaïque 16. De façon plus générale, le mode de réalisation du procédé de détermination d'un risque de chute d'ensoleillement décrit précédemment peut être mis en oeuvre en remplaçant 1 ' irradiance globale G par une donnée représentative de 1' irradiance globale G et en remplaçant l' irradiance globale par temps clair Gcs par une donnée représentative de 1 ' irradiance globale par temps clair Gcs.
Des modes de réalisation particuliers ont été décrits. Diverses variantes et modifications apparaîtront à l'homme de l'art. En particulier, bien que des modes de réalisation aient été décrits pour une centrale électrique solaire, il est clair que le présent procédé de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement peut être mis en oeuvre pour d'autres applications. Un exemple d'application concerne le fonctionnement d'un appareil alimenté par un panneau photovoltaïque et pour lequel un mode de fonctionnement adapté est sélectionné dès qu'un risque de chute de l'ensoleillement est détecté pour éviter qu'un fonctionnement incorrect de l'appareil ne se produise lorsque l'ensoleillement chute réellement.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement reçu sur un site mis en oeuvre par un circuit électronique dédié et/ou un processeur (20), dans lequel il est déterminé qu'un risque de chute a lieu lorsque le rapport entre une première donnée représentative de 1 ' irradiance globale réellement reçue sur le site et une deuxième donnée représentative de l' irradiance globale par temps clair reçue sur le site est supérieur à un seuil strictement supérieur à l'unité.
2. Procédé selon la revendication 1, comprenant la répétition des étapes suivantes au cours d'une journée :
déterminer, à partir d'au moins une mesure, la première donnée représentative de 1 ' irradiance globale réellement reçue sur le site à un instant ;
déterminer la deuxième donnée représentative de 1' irradiance globale qui aurait été reçue audit instant par temps clair ;
déterminer le rapport entre la première donnée et la deuxième donnée ; et
émettre une alerte si le rapport est supérieur au seuil.
3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel la deuxième donnée représentative de 1 ' irradiance globale par temps clair reçue sur le site audit instant est déterminée à partir d'une modélisation de l' irradiance par temps clair.
4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la première donnée est l' irradiance globale réellement reçue sur le site et la deuxième donnée est 1' irradiance globale par temps clair reçue sur le site.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel la première donnée est la puissance électrique réellement fournie par une centrale électrique solaire (16) et la deuxième donnée est la puissance électrique fournie par temps clair par la centrale électrique solaire.
6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel la détermination du risque de chute de l'ensoleillement reçu n'est mise en oeuvre que si la deuxième donnée représentative de 1 ' irradiance globale par temps clair reçue sur le site est supérieure à une valeur minimale d' irradiance globale.
7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel une centrale électrique solaire (16) se trouve audit site, la production d'énergie électrique par l'installation photovoltaïque (16) étant fournie à un réseau de distribution électrique (28) .
8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, comprenant l'émission d'une alerte lorsqu'il est déterminé qu'un risque de chute a lieu.
9. Procédé selon la revendication 8 dans son rattachement à la revendication 7, comprenant la transmission de l'alerte à la société de gestion du réseau de distribution électrique (28) .
10. Dispositif de détermination d'un risque de chute de l'ensoleillement sur un site, comprenant un module de traitement (20) adapté à déterminer qu'un risque de chute a lieu lorsque le rapport entre une première donnée représentative de 1 ' irradiance globale réellement reçue sur le site et une deuxième donnée représentative de 1 ' irradiance globale par temps clair reçue sur le site est supérieur à un seuil strictement supérieur à l'unité.
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