Brevet FR3045244A1 — publié le 20170616

B14722 - DD16699MR 1 PROCÉDÉ ET DISPOSITIF DE DÉTERMINATION D'UN RISQUE DE CHUTE DE L'ENSOLEILLEMENT 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-5 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 10 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 15 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. 20 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 3045244 B14722 - DD16699MR 2 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 35 un site mis en oeuvre par un circuit électronique dédié et/ou un 3045244 B14722 - DD16699MR 3 processeur, 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 5 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 10 donnée représentative de l'irradiance globale réellement reçue sur le site à un instant ; déterminer la deuxième donnée représentative de l'irradiance globale qui aurait été reçue audit instant par temps clair ; 15 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 l'irradiance globale par temps clair reçue sur 20 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 l'irradiance globale réellement reçue sur le site et la deuxième donnée est l'irradiance globale par temps clair reçue sur le site. 25 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. 30 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. 3045244 B14722 - DD16699MR 4 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. 5 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 10 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 15 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. Brève description des dessins 20 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 25 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 l'irradiance mesurée sur le site de l'installation photovoltaïque représentée en figure 1 un jour donné où le ciel est partiellement 30 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 ; 3045244 B14722 - DD16699MR 5 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 5 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 10 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 15 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", 20 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", 25 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 30 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 3045244 B14722 - DD16699MR 6 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 5 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 10 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 15 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 20 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 25 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 30 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 35 distribution 26 et adapté à recevoir les données transmises par 3045244 B14722 - DD16699MR 7 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. 5 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, 10 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 15 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, 20 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 25 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 : 30 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 3045244 B14722 - DD16699MR 8 l'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 Pl, P2, P3 et P4 successives 5 pour la courbe C. Pendant la phase Pl, 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 10 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. 15 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. 20 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 25 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 30 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 35 de se rapprocher pour se placer entre le soleil 30 et le panneau 3045244 B14722 - DD16699MR 9 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 5 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 10 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 Pl ou 15 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 20 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 25 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. 30 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, 35 les mesures d'irradiance globale sont effectuées de façon 3045244 B14722 - DD16699MR 10 Gcs(Q+al où Gcs est l'irradiance globale par temps clair reçue par l'installation photovoltaïque 16 à l'instant t et ai est un nombre réel positif qui est petit devant les valeurs typiques de Gcs. 10 Lorsqu'il est strictement positif, le paramètre ai 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 15Gcs(t) est nulle. Selon un mode de réalisation, al 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/m2. Le module de traitement 20 détermine si l'inégalité (2) 20 suivante est vérifiée : B(t)13 (2) où 13 est un nombre réel supérieur ou égal à 1. Selon un mode de réalisation, p est égal à 1,05. Si l'inégalité (2) est vérifiée, le procédé se poursuit 25 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 30 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 35 20 de données représentatives de l'instant auquel s'est produit 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 5 rapport B(t) à l'instant t selon la relation (1) suivante : G(t)-kai Kt) = (1) 3045244 B14722 - DD16699MR 11 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 5 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 10 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 15 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 B1 à B12 et B13+ illustrant le risque de chute de l'irradiance globale. Les zones B1 à B12 sont obtenues à partir de la 20 discrétisation des valeurs du rapport B(t). Plus précisément, pour i supérieur ou égal à 1, la zone Bi est la région délimitée par les courbes données par les deux relations (3) suivantes : ARRONDIHGcs+al)*(i-1,5)/p)-al (3) et ARRONDIHGcs+al)*(i-0,5)/p)-al 25 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 30 figures 7 à 12, le nombre p est égal à 10. Pour des valeurs de pet de p bien choisies, dire que B(t) est strictement supérieur à Pou que G(t) tombe dans certaines zones Bi est équivalent. Par exemple, pour p égal à 1,05 et p égal à 10, on a B(t) strictement supérieur à p si et seulement si G(t) 3045244 B14722 - DD16699MR 12 tombe dans une zone Bi strictement au-dessus de la zone B11 (soit B12, B13, B14, B15, etc...) Lorsque l'irradiance globale G(t) reçue par l'installation photovoltaïque 16 est sensiblement nulle, elle tombe dans 5 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 B11. Avec p égal à 10 et a égal à 10, pour les valeurs maximales d'irradiance mesurées aux environs de Poitier dans la 10 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 15 l'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 20 l'irradiance G selon les zones B1 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 l'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 25 avons fixé p égal à 10 et al 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 30 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 l'irradiance G est supérieure à l'irradiance Gcs par temps clair. 3045244 B14722 - DD16699MR 13 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 l'irradiance. Sur les figures 9 à 12, on remarque un décalage des régions de plus forte 5 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 10 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 B1 à B11) et les cas où l'irradiance globale mesurée à l'instant t est supérieure à l'irradiance globale par temps clair (régions B12 à 15 B15). En effet, dans les cas où l'irradiance globale par temps clair n'est pas dépassée (régions B1 à B11), 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. 20 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 25 considère qu'une chute brutale de l'ensoleillement se produit souvent peu après l'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 30 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 35 sont suivies d'une chute dans les 5 heures. En outre, les 3045244 B14722 - DD16699MR 14 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 5 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 al égal à 10 et p égal à 1,05 et avec des mesures réalisées sur un site aux environs 10 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 15 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 : P(t)-ka2 B (t) = (4) Pcs(t)+112 où Pcs est la puissance électrique fournie par l'installation 20 photovoltaïque 16 par temps clair, P est la puissance électrique réellement fournie par l'installation photovoltaïque 16 et cx2 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 25 représentative de l'irradiance globale G reçue par cette installation. Le paramètre cx2 a le même rôle que le paramètre al 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 30 procédé de détermination d'un risque de chute d'ensoleillement décrit précédemment peut être mis en oeuvre en remplaçant l'irradiance globale G par une donnée représentative de l'irradiance globale G et en remplaçant l'irradiance globale par temps clair Gcs par une donnée représentative de l'irradiance 35 globale par temps clair Gcs. 3045244 B14722 - DD16699MR 15 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 5 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 10 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. REVENDICATIONS1. 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. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant la 10 répétition des étapes suivantes au cours d'une journée : déterminer, à partir d'au moins une mesure, la première donnée représentative de l'irradiance globale réellement reçue sur le site à un instant ; déterminer la deuxième donnée représentative de 15 l'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. 20 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel la deuxième donnée représentative de l'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 25 à 3, dans lequel la première donnée est l'irradiance globale réellement reçue sur le site et la deuxième donnée est l'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 30 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 3045244 B14722 - DD16699MR 17 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. 5 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 15 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 20 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.