INPI-France/Brevets-Francais-2024-Chunked huggingface dataset:
Sur la , on a représenté un mode de réalisation d’un réflecteur 24,25. De manière générale, un réflecteur 24,25 réfléchit le rayonnement solaire 14,15. Par exemple, un réflecteur 24, 25 peut être une toile 92. La toile 92 peut comprendre un film souple avec un revêtement réfléchissant. De préférence, le réflecteur 24 a un albédo supérieur ou égal à 0,8. En variante, la toile 92 peut comprendre une ou plusieurs couches, par exemple une couche en aluminium. Un réflecteur 24,25 peut-être configuré pour être animé en rotation autour d’un axe C parallèle au sol 16. Par exemple, un réflecteur 24, 25 peut être un film enroulable. Le dispositif 1 de mesure peut comprendre un boîtier 70 pour loger le réflecteur 24,25 dans la position rétractée. Le boîtier 70 peut être monté sur le support 50 ou être posé sur le sol 16. Par exemple, le boîtier 70 peut être monté sur le support 50, à une hauteur inférieure à 1 m du sol 16. Cette hauteur permet de couvrir au mieux la partie 17 du sol 16 et d’éviter ainsi des rayons réfléchis par le sol lorsque le réflecteur 24,25 et dans la position déployée. Le boîtier 70 peut comprendre un moteur configuré pour entraîner le réflecteur 24,25 en rotation autour de l’axe C. Le boîtier 70 peut également comporter des capteurs de fin de course permettant de stopper le fonctionnement du moteur quand le réflecteur 24, 25 est entièrement enroulé ou déroulé, c’est-à-dire rétractée ou déployée. Dans un mode de réalisation, le boîtier 70 peut comprendre des guides s’étendant perpendiculairement à l’axe C, afin de guider le déploiement du réflecteur 24,25. En variante, le boîtier 70 peut comprendre des bras articulés 95 configurés pour guider et maintenir le réflecteur 24,25 tendus dans un plan comprenant l’axe C. Lorsque le moteur du boîtier 70 fonctionne pour déployer le réflecteur 24,25, les bras articulés 95 sont mis en mouvement et le réflecteur 24, 25 se déroule autour de l’axe C. De préférence, la longueur totale des bras articulés 95 est au moins égale à la longueur du réflecteur 24,25 dans la position déployée. On peut également prévoir un dispositif de poulie et d’engrenages reliant le moteur du boîtier 70 aux bras articulés 95. De cette manière, lorsque le moteur fonctionne, il entraîne le déploiement du réflecteur 24,25 ainsi que le dispositif de poulie et d’engrenages pour déployer les bras articulés 95 simultanément. Sur la , on a représenté une vue de dessus du réflecteur 24,25 en cours de déploiement. Sur la , on a représenté le réflecteur 24 dans la position rétractée et sur la le réflecteur 24 dans la position déployée.
Avantageusement, le dispositif 1 de mesure comporte une unité de commande électronique 80 configurée pour commander un déploiement et un déplacement vers la position rétractée de chacun des écrans 20 à 23 et de chaque réflecteur 24,25. L’unité de commande électronique 80 peut comprendre un programme d’ordinateur comprenant des instructions pour commander chacun des écrans 20 à 23 et de chaque réflecteur 24,25. L’unité de commande électronique 80 comprend un processeur ou un microprocesseur pour exécuter les instructions du programme. L’unité de commande électronique 80 comprend également des moyens pour déplacer les écrans 20 à 23 et les réflecteurs 24 ,25 en réponse à l’exécution des instructions du programme. L’unité de commande électronique 80 est couplée aux unités 2, 3, en particulier aux moteurs logés dans les caissons 61 de chacun des écrans 20 à 23, par des connexions 80,82. Par ailleurs, l’unité de commande électronique 80 peut être couplée aux boîtiers 70 logeant les réflecteurs 24,25, en particulier aux moteurs logés dans les boîtiers 70, par des connexions 83, 84.
Les différentes positions des écrans 20 à 23, et des réflecteurs 24, 25, vont permettre de pouvoir mesurer l’impact des salissures sur les faces avant et arrière des modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5, ainsi que sur le sol 16. De façon générale, les écrans 20 à 23 viennent masquer, pendant tout ou partie de la mesure des courants fournis par les modules 4, 5, les faces avant 6, 8 ou arrière 7, 9 des modules photovoltaïques 4, 5 selon le type de mesure souhaitée.
Sur les figures 17 à 23, on a représenté les principales étapes d’un procédé de mesure de production énergétique qui met en œuvre le dispositif de mesure 1 précédemment décrit. Le procédé comprend une fourniture du dispositif 1 de mesure tel que défini ci-avant. Le procédé comprend en outre une étape initiale, illustrée à la , dans laquelle on déploie les écrans 20 et 21 de la première unité 2, on rétracte les écrans 22 et 23 de la deuxième unité 3. Lorsque le dispositif 1 de mesure comprend au moins un réflecteur 24, 25, l’étape initiale peut comprendre une sous-étape dans laquelle on rétracte chaque réflecteur 24,25. Une fois l’étape initiale effectuée, on dit également que les écrans 20 à 23 et les réflecteurs 24,25 sont dans une position initiale. Dans cette position initiale, le module photovoltaïque 4 de la première unité 2 est protégé des éventuelles salissures qui pourraient se déposer sur ses faces avant et arrière 6, 7. La première unité 2 correspond à une unité dite « propre », car les faces avant 6 et arrière 7 sont protégées par les écrans associés 20,21. Dans la position initiale, les faces avant et arrière 8, 9 du module photovoltaïque 5 de la deuxième unité 3 sont exposées au rayonnement solaire 14,15 et sont donc exposées aux salissures. La deuxième unité 3 correspond à une unité dite « encrassée ». Par ailleurs, on peut noter que les réflecteurs 24,25 sont dans la position rétractée et sont donc protégés contre les salissures. Dans la position initiale, le module 4 de l’unité 2 « propre » est protégé pendant que le module 5 de l’unité 3 « encrassée » va progressivement s’encrasser. En d’autres termes, en dehors des périodes de mesure, les écrans 20 à 23 et les réflecteurs 24, 25 sont dans la position initiale.
Le procédé comprend, après l’étape initiale, une mesure principale de production énergétique, illustrée à la , dans laquelle, on rétracte l’écran 20 associé à la face avant 6 du module photovoltaïque bifacial 4 de la première unité 2, on déploie l’écran 23 associé à la face arrière 9 du module photovoltaïque bifacial 5 de la deuxième unité 2, et on mesure les courants fournis par les modules photovoltaïques bifaciaux 4,5. Dans cette configuration, on dit que les écrans 20 à 23 et les réflecteurs 24,25 sont dans une position principale. Dans cette position principale, les faces avant 6, 8 sont exposées et les faces arrière 7, 9 sont protégées. Ainsi, la mesure des courants fournis par les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 des première et deuxième unités 2, 3 permet de déterminer l’impact des salissures sur la face avant 8 du module photovoltaïque 5 de la deuxième unité 3. On peut enregistrer dans une mémoire du système de mesure 10, les courants mesurés. Avantageusement, on compare les courants fournis par les première et deuxième unités 2, 3, notamment à l’aide du comparateur 13. La comparaison peut comprendre un calcul du rapport entre les deux courants fournis. La comparaison des courants fournis permet de quantifier le taux de salissures de la deuxième unité 3, à savoir l’unité « encrassée ».
Le procédé peut comprendre, après l’étape de mesure principale, une mesure secondaire de production énergétique illustrée à la . Cette mesure secondaire comprend un déplacement vers la position rétractée des écrans 21,23 associés aux faces arrière 7, 9, un déploiement des écrans 20,22 associés aux faces avant 6, 8 et une mesure des courants fournis par les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5. Dans cette configuration, les écrans 20 à 23 sont dans une position secondaire. Dans cette position secondaire, les faces avant 6, 8 sont protégées et les faces arrière 7, 9 sont exposées. La mesure les courants fournis par les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 des première et deuxième unités 2, 3 permet de déterminer l’impact des salissures sur les faces arrière 7, 9 des modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5. La mesure des courants permet également de déterminer l’impact des salissures sur le sol. L’étape de mesure secondaire peut en outre comprendre une comparaison des courants fournis.
Le procédé peut en outre comprendre, après l’étape de mesure principale, une mesure supplémentaire dans laquelle les écrans sont dans la position secondaire et on déploie les réflecteurs 24, 25. Ainsi, les réflecteurs 24,25 sont dans la position déployée et permettent de fournir un rayonnement solaire réfléchi 15 avec un albédo de référence similaire sur chaque face arrière 7, 9 des modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5. Avantageusement, les réflecteurs 24,25 ont un albédo identique afin de déterminer un taux de salissures de la face arrière 9 du module photovoltaïque 5 de la deuxième unité 3 la plus précise possible. L’étape de mesure supplémentaire peut en outre comprendre une comparaison des courants fournis.
Le procédé peut en outre comprendre, après l’étape de mesure supplémentaire, une étape de mesure de l’albédo du sol 16, illustrée à la . L’étape de mesure de l’albédo du sol 16 comprend un déplacement vers la position rétractée des réflecteurs 24, 25, et une mesure des courants fournis par les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5. Ainsi, les faces arrière 7, 9 sont exposées au rayonnement solaire réfléchi 15 provenant du sol 16. Avec le temps, le sol 16 peut s’encrasser et son albédo peut se modifier. L’étape de mesure de l’albédo du sol 16 permet de quantifier un taux de salissures du sol 16. L’étape de mesure de l’albédo du sol 16 comprend, de préférence, une comparaison des courants mesurés lors de la mesure supplémentaire avec les courants mesurés lors de la mesure de l’albédo du sol 16.
Le procédé peut également comprendre une autre mesure de l’albédo du sol 16, appelé également mesure additionnelle de production énergétique. De préférence, l’étape de mesure additionnelle, illustrée aux figures 22 et 23, est effectuée après l’étape initiale. L’étape de mesure additionnelle comprend un déplacement vers la position rétractée de l’écran 21 associé à la face arrière 7 du module photovoltaïque bifacial 4 de la première unité 2, et une mesure d’un premier courant fourni par le module photovoltaïque bifacial 4 de la première unité 2. Puis, on déploie le réflecteur 24 associé à la face arrière 7 du module photovoltaïque bifacial 4 de la première unité 2 et on mesure un deuxième courant fourni par le module photovoltaïque bifacial 4 de la première unité 2. Avantageusement, on compare le deuxième courant mesuré avec le premier courant mesuré pour déterminer un taux de salissures du sol 16.
Selon encore un autre avantage, le procédé comprend une mesure globale de production énergétique, illustrée à la . La mesure globale comprend un déplacement vers la position rétractée des écrans 20 à 23 et des réflecteurs 24,25, et une mesure des courants fournis par les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 des première et deuxième unités 2, 3. La mesure globale peut comprendre une comparaison des courants fournis pour déterminer un taux de salissures général du module photovoltaïque bifacial 5 de la deuxième unité 3 et du sol 16.
Le procédé qui vient d’être décrit présente l’avantage de manipuler, c’est-à-dire replier ou déployer les écrans 20 à 23 et les réflecteurs 24, 25, dans un temps suffisamment court pour récupérer les valeurs des courants mesurées tout en limitant un encrassement éventuel du module 4 de la première unité 2, à savoir l’unité « propre ».
les figures 17 à 23, illustrent de façon schématique différentes vues des principales étapes d’un procédé de mesure.
Sur les figures 1 à 4, on a représenté un mode de réalisation d’un dispositif 1 de mesure de production énergétique. Le dispositif 1 est destiné à estimer une qualité de production énergétique fournie par une centrale solaire, en particulier une centrale équipée de modules photovoltaïques bifaciaux. Plus particulièrement, le dispositif 1 de mesure est destiné à mesurer l’impact des salissures sur la production énergétique de la centrale. Le dispositif 1 est en outre adapté pour estimer un taux de salissures des modules de la centrale destinés à produire de l’énergie. Ces modules destinés à produire l’énergie sont qualifiés de modules photovoltaïques de production.
De manière générale, le dispositif 1 comprend des première et deuxième unités 2, 3. Chaque unité 2, 3 comprend au moins un module photovoltaïque bifacial 4, 5. Chaque module photovoltaïque bifacial 4, 5 comporte une face avant 6, 8 et une face arrière 7, 9. Les faces 6 à 9 sont dites actives, car elles sont destinées à recevoir un rayonnement solaire 14, 15 qui atteint des cellules photovoltaïques. Plus particulièrement, chaque module photovoltaïque bifacial 4, 5 comporte une ou plusieurs cellules photovoltaïques pour convertir une partie du rayonnement solaire 14,15 en énergie électrique. Les cellules photovoltaïques peuvent être mono-faciales ou bifaciales. Une cellule mono-faciale est conçue pour absorber le rayonnement solaire par sa face avant, alors qu’une cellule bifaciale est conçue pour absorber le rayonnement solaire par ses faces avant et arrière. Ainsi, pour un module photovoltaïque bifacial, ses faces avant et arrière transmettent le rayonnement solaire 14, 15 vers la ou les cellules photovoltaïques. De préférence les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 comprennent, chacun, plusieurs cellules photovoltaïques bifaciales. Plus particulièrement, un module photovoltaïque bifacial 4, 5 peut être formé, soit par un ensemble multicouches muni d’une couche de cellules photovoltaïques bifaciales, soit par deux ensembles multicouches munis, chacun, d’une couche de cellules photovoltaïques mono-faciales. En outre, les cellules photovoltaïques bifaciales ont leurs faces avant positionnées en regard de la face avant 6, 8 du module 4, 5 et leurs faces arrières positionnées en regard de la face arrière 6, 8 du module 4, 5. Par ailleurs, les cellules photovoltaïques mono-faciales ont leurs faces avant positionnées en regard de la face avant 6, 8 du module 4, 5. Par exemple, dans le cas d’un module 4, 5 à cellules photovoltaïques bifaciales, l’ensemble multicouches peut comprendre une première couche de protection transparente au rayonnement solaire 14, 15 formant la face avant du module 4, 5, puis la couche de cellules photovoltaïques bifaciales et une deuxième couche de protection transparente au rayonnement solaire 14, 15 formant la face arrière du module 4, 5.
Avantageusement, la couche de cellules photovoltaïques bifaciales peut également comprendre un matériau de protection enrobant les cellules. Dans le cas d’un module 4, 5 à cellules photovoltaïques mono-faciales, un premier ensemble multicouches peut comprendre une première couche de protection transparente au rayonnement solaire 14, 15 formant la face avant du module 4, 5, puis une couche de cellules photovoltaïques mono-faciales et une deuxième couche de protection opaque au rayonnement solaire 14, 15. Le deuxième ensemble multicouches peut comprendre une première couche de protection transparente au rayonnement solaire 14, 15 formant la face avant du module 4, 5, puis une couche de cellules photovoltaïques mono-faciales et une deuxième couche de protection opaque au rayonnement solaire 14, 15. Avantageusement, chaque couche de cellules photovoltaïques bifaciales peut également comprendre un matériau de protection enrobant les cellules. Dans le cas d’un module 4, 5 à cellules photovoltaïques mono-faciales, les deux ensembles multicouches sont placés dos-à-dos, on dit également que chaque ensemble multicouches forme un sous-module photovoltaïque mono-facial. En d’autres termes, les deuxièmes couches de protection opaques au rayonnement solaire 14, 15 sont placées en regard l’une vers l’autre.
Par ailleurs, le dispositif 1 comprend un système de mesure 10 configuré pour mesurer des courants fournis par les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5. Plus particulièrement, chaque module photovoltaïque bifacial 4, 5 produit un courant électrique proportionnel au rayonnement solaire 14, 15 reçu sur chacune de ses faces avant et arrière 6 à 9. En d’autres termes, les courants fournis sont proportionnels aux photons impactant les cellules photovoltaïques. Le système de mesure 10 est couplé aux unités 2, 3 respectivement par deux connexions 11, 12 pour transmettre les courants fournis par les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 au système de mesure 10. Avantageusement, le système de mesure 10 comporte un comparateur 13 configuré pour comparer le courant fourni par le module photovoltaïque bifacial 4 de la première unité 2 avec le courant fourni par le module photovoltaïque bifacial 5 de la deuxième unité 3. La comparaison peut comprendre un calcul d’un ratio entre les deux courants mesurés. La comparaison permet, notamment, d’estimer le taux de salissures du module photovoltaïque bifacial 5 de la deuxième unité 3.
Avantageusement, les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 peuvent être similaires aux modules photovoltaïques bifaciaux de production de la centrale. Par exemple, les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 peuvent avoir des dimensions identiques à celles des modules photovoltaïques bifaciaux de production de la centrale, ou avoir un même nombre de cellules photovoltaïques que ceux de la centrale. Avantageusement, les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 peuvent avoir le même type de cellules, mono-faciales ou bifaciales, et/ou les mêmes ensembles multicouches que ceux de la centrale. En outre, les modules 4, 5 du dispositif de mesure 1 peuvent avoir une disposition similaire, en inclinaison et hauteur par rapport au sol, que ceux de la centrale. Par exemple, le module photovoltaïque bifacial 5 de la deuxième unité 3 est similaire à celui de la première unité 4, c’est-à-dire que les dimensions des modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 des unités 2, 3 peuvent être identiques. Selon un autre avantage, les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 des première et deuxième unités 2, 3 comportent un même nombre de cellules photovoltaïques. Selon des modes de réalisation alternatifs, le module photovoltaïque bifacial 5 de la deuxième unité 3 diffère de celui de la première unité 4, par exemple en termes de taille et/ou en termes de nombre de cellules photovoltaïques. En variante, un module photovoltaïque bifacial 4, 5 peut comprendre des cellules photovoltaïques bifaciales et l’autre module 4, 5 des cellules photovoltaïques mono-faciales. De préférence le module photovoltaïque bifacial 5 de la deuxième unité 3 est identique à celui de la première unité 4, en dimension, en nombre et type de cellules et en configuration de leurs ensembles multicouches.
De préférence, les modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 du dispositif de mesure sont identiques, notamment en termes de taille, de nombre, de type de cellules photovoltaïques, et de configuration des ensembles multicouches, aux modules photovoltaïques bifaciaux de production, c’est-à-dire les modules photovoltaïques destinés à produire de l’énergie. Cela permet d’obtenir à partir du dispositif de mesure, une estimation plus fiable de l’impact des salissures sur l’énergie produite par les modules photovoltaïques bifaciaux de production.
En particulier, les modules photovoltaïques bifaciaux de production sont distincts des modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 du dispositif de mesure.
Sur la , on a représenté un mode de fonctionnement d’un module photovoltaïque bifacial 4 de la première unité 2, le fonctionnement du module photovoltaïque 5 de la deuxième unité 3 étant identique. La face avant 6 reçoit principalement un rayonnement solaire 14 de manière directe, et un rayonnement solaire 15 réfléchi par le sol 16, tandis que la face arrière 7 reçoit principalement un rayonnement solaire 15 réfléchi par le sol 16 et une partie du rayonnement solaire 14, notamment un rayonnement solaire 14 réfléchi par les nuages et éventuellement par des objets placés à l’arrière de cette face 7, par exemple des modules photovoltaïques bifaciaux de production situés sur une autre rangée.
En particulier, chaque unité 2, 3 comporte au moins deux écrans 20 à 23 associés respectivement à la face avant 6, 8 et à la face arrière 7, 9 du ou des modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5 de l’unité 2, 3. De préférence, chaque unité 2, 3 comporte deux écrans 20 à 23 pour limiter le nombre de mécanismes de mise en mouvement des écrans 20 à 23. Lorsqu’une unité 2, 3 comprend un unique module photovoltaïque bifacial 4, 5, l’unité 2, 3 comprend un écran 20, 22, dit avant, associé à la face avant 6, 8 du module 4, 5 et un écran 21, 23, dit arrière, associé à la face arrière 7, 9 du module 4, 5. En variante, une unité 2, 3 peut comprendre plusieurs modules photovoltaïques bifaciaux 4, 5, et dans ce cas, l’unité 2, 3 peut comprendre un écran 20, 22, dit avant, associé aux faces avant 6, 8 de ses modules 4, 5 et un écran 21, 23, dit arrière, associé aux faces arrière 7, 9 de ses modules 4, 5 . Selon encore une autre variante, une unité 2, 3 peut comprendre plusieurs écrans avant associés respectivement aux faces avant de ses modules et plusieurs écrans arrière associés respectivement aux faces arrière de ses modules. Les écrans 20 à 23 sont des écrans de protection contre les salissures. Les écrans 20 à 23 peuvent être, en partie ou entièrement, opaques, transparents ou translucides au rayonnement solaire 14, 15. Plus particulièrement, chaque écran 20 à 23 est mobile entre une position déployée dans laquelle l’écran 20 à 23 masque la face 6 à 9 à laquelle il est associé, et une position rétractée dans laquelle la face 6 à 9, à laquelle il est associé, est exposée au rayonnement solaire 14, 15. On entend par masquer, le fait de couvrir une surface à au moins 80 %, de préférence à 100%. Par ailleurs, on entend par exposer, le fait de recevoir un rayonnement solaire à au moins 80 %, de préférence à 100%.Avantageusement, pour chaque module photovoltaïque bifacial 4, 5, l’écran associé à la face avant peut-être déployé et rétracté indépendamment de l’écran associé à la face arrière.
Sur les figures 1 et 2, on a illustré un exemple dans lequel les écrans 20,21 de la première unité 2 sont dans la position rétractée, l’écran 23 associé à la face arrière 9 du module photovoltaïque 5 de la deuxième unité 3 est également dans la position rétractée, et l’écran 22 associé à la face avant 8 du module photovoltaïque 5 de la deuxième unité 3 et dans la position déployée.
Chaque unité 2, 3 peut comprendre un châssis 40, 41, communément appelé panneau. Les modules photovoltaïques 4, 5 sont respectivement montés sur les châssis 40,41 des première et deuxième unités 2, 3. Chaque unité 2, 3 peut en outre comprendre un support 50 relié au châssis 40, 41 de l’unité 2, 3 de manière à poser les unités 2, 3 sur le sol 16. En particulier, les écrans 20 à 23 sont montés mobiles sur les châssis 40,41 des unités 2, 3.
Par ailleurs, le dispositif de mesure 1 peut comprendre au moins un réflecteur 24, 25 associé à au moins une face arrière 7, 9 des modules photovoltaïques 4, 5. Par exemple, le dispositif 1 comprend un unique réflecteur 24 associé aux faces arrière 7, 9 des modules photovoltaïques 4, 5 des deux unités 2, 3, comme illustré sur la . De préférence, le dispositif 1 comprend deux réflecteurs 24, 25 associés respectivement aux deux faces arrière 7, 9 des modules photovoltaïques 4, 5 des deux unités 2, 3, comme illustré sur la . Chaque réflecteur 24, 25 a pour rôle de réfléchir le rayonnement solaire 14 qu’il reçoit. Chaque réflecteur 24, 25 a donc une surface ayant un pouvoir réfléchissant, appelé albédo, c’est-à-dire un rapport entre l’énergie lumineuse réfléchie et l’énergie lumineuse incidente. Les réflecteurs 24,25 ont pour rôle d’assurer une réflexion homogène sur les faces arrière 7, 9 des modules photovoltaïques 4, 5