INPI-France/Brevets-Francais-2024-Chunked huggingface dataset:
Ainsi, dans des exemples, une première extrémité 31 d’un réflecteur 3 peut être assemblée à une première extrémité 31 de la structure porteuse 21 d’un module photovoltaïque 2 d’extrémité d’une ligne de modules photovoltaïques 2, et peut s’étendre dans une direction opposée aux autres modules de la ligne de modules photovoltaïques. Dans cette configuration, la deuxième extrémité 31 du réflecteur 3 n’est pas assemblée à un autre module, mais est agencée pour s’étendre au-dessus de la surface aquatique, éventuellement reposer sur cette surface aquatique. On comprend que dans une installation photovoltaïque 1 comprenant deux modules photovoltaïques, chacun des deux modules correspond à un module d’extrémité de la ligne de sorte qu’un réflecteur 3 peut s’étendre depuis chacun d’eux dans une direction opposée à l’autre module. Cet exemple est représenté pour deux rangées de module en dans laquelle deux réflecteurs 3 s’étendent respectivement depuis une rangée de modules photovoltaïques dans une direction opposée à l’autre rangée de modules. Le fait que le réflecteur s’étende depuis la structure porteuse 21 d’un module d’extrémité de la ligne sur la surface aquatique permet d’augmenter la génération d’électricité du panneau photovoltaïque 20 de module d’extrémité. Dans des exemples particuliers dans lesquels les modules photovoltaïques 2 de la ligne de modules photovoltaïques 2 sont monopentes, comme illustré sur la , le réflecteur 3 s’étend avantageusement depuis la structure porteuse 21 du dernier module photovoltaïque 2 disposée à l’extrémité de la ligne opposée à la direction dans laquelle sont orientées les panneaux photovoltaïques des modules monopentes. Dans le cadre de la , il s’agirait donc d’un réflecteur 3 s’étendant depuis la structure porteuse 21 du module 2a, à l’opposé du module 2b, sur la surface aquatique.
Dans des exemples, le réflecteur 3 correspond à une bâche réfléchissante. Par exemple, la bâche réfléchissante peut être de couleur blanche. Elle peut être tissée avec du fil blanc ou peinte en blanc ; ou encore être réalisée en un matériau hautement réfléchissant. Lorsque l’installation est déployée, la bâche réfléchissante est tendue entre les modules photovoltaïques pour assurer une bonne réflexion du rayonnement solaire.
Dans des exemples, le réflecteur 3 est en outre adapté pour supporter le poids d’au moins une personne circulant sur le réflecteur entre les deux modules photovoltaïques. Dans la mesure où le réflecteur 3 s’étend entre deux modules, il peut être utilisé comme chemin de circulation entre les modules pour un ou plusieurs opérateurs. Par conséquent, dans ces exemples, le réflecteur 3 selon la présente divulgation permet également aux opérateurs d’accéder facilement aux modules photovoltaïques lorsque l’installation est déployée. L’entretien et la maintenance des modules, en particulier des panneaux photovoltaïques 20, sont donc facilités. En d’autres termes, dans ces exemples, la disposition du réflecteur 3 augmente l’efficacité de production de l’installation photovoltaïque 1 tout en facilitant son entretien et sa maintenance. Dans des exemples, le réflecteur 3 est par exemple adapté pour supporter un poids supérieur à 40kg. Dans des exemples, le réflecteur est par exemple adapté pour supporter un poids compris entre 40kg et 1000kg, et de préférence adapté pour supporter un poids compris entre 40kg et 180kg. Ceci peut être obtenu en utilisant pour former le réflecteur une bâche formée dans un matériau adaptée et/ou obtenue par un tissage suffisamment serré. A titre d’exemple non limitatif, une toile maillée de type trampoline de catamaran peut être utilisée, en sélectionnant un maillage serré pour obtenir un coefficient de réflexion satisfaisant.
Dans des exemples, et comme illustré sur les figures 2 et 3, une extrémité 31 du réflecteur 3 assemblée à la structure porteuse 21 d’un module photovoltaïque 2 est disposée de sorte qu’une section du réflecteur 3 s’étende sous le panneau photovoltaïque 20 du module photovoltaïque 2 sur au moins 10% de la longueur du panneau photovoltaïque 20 selon l’axe d’orientation du module. De préférence, l’extrémité 31 du réflecteur assemblée à la structure porteuse 21 d’un module photovoltaïque 2 est disposée de sorte qu’une section du réflecteur 3 s’étende sous le panneau photovoltaïque 20 du module photovoltaïque 2 sur une plage comprise entre 10 et 40% de la longueur du panneau photovoltaïque 20 selon l’axe d’orientation du module. Cette section du réflecteur 3 disposée à proximité du bord du panneau photovoltaïque 20 sur sa longueur, bien que située sous le panneau photovoltaïque 20, reçoit tout de même un rayonnement solaire non négligeable, au contraire d’une section du réflecteur disposée sous le centre du panneau photovoltaïque 20 complètement ombragée. Cette section peut donc réfléchir le rayonnement solaire qu’elle reçoit de façon à augmenter le productible photovoltaïque d’un module 2 de l’installation photovoltaïque 1. On comprend que ce mode de réalisation est particulièrement avantageux pour les modules présentant des panneaux photovoltaïques bifaciaux 20 puisque le rayonnement réfléchi peut être capté en converti en électricité par la face inférieure du panneau photovoltaïque 20.
Dans des exemples préférentiels, une extrémité 31 du réflecteur assemblée à la structure porteuse du premier module photovoltaïque 2a est disposée de sorte qu’une première section du réflecteur s’étend sous le panneau photovoltaïque du premier module photovoltaïque 2a sur au moins 10% de la longueur du panneau selon l’axe d’orientation; et l’autre extrémité 31 du réflecteur assemblée à la structure porteuse du deuxième module photovoltaïque 2b est disposée de sorte qu’une deuxième section du réflecteur, opposée à la première section, s’étend sous le panneau photovoltaïque du deuxième module photovoltaïque 2b sur au moins 10% de la longueur du panneau selon l’axe d’orientation . Par conséquent, dans ces exemples, une section du réflecteur 3 s’étend sous le panneau photovoltaïque 20 des deux modules de façon à augmenter le productible photovoltaïque des deux modules de l’installation photovoltaïque 1.
Dans les exemples précédemment décrits comprenant une section du réflecteur 3 s’étendant sous le panneau photovoltaïque du ou des modules, il ne s’agit pas de faire s’étendre le réflecteur 3 sur toute la longueur du panneau photovoltaïque 20 d’un module 2 puisqu’une section du réflecteur 3 située sous le centre du panneau photovoltaïque 20 serait presque complètement ombragée par le panneau et ne bénéficierait donc de presque aucun rayonnement solaire, faisant augmenter le coût du réflecteur 3 pour des gains de productibles nuls ou quasi nuls. Au contraire, les exemples précédemment décrits proposent de faire s’étendre une section définie du réflecteur sous les panneaux photovoltaïques 20 des modules 2 en assurant un bon compromis entre le coût du réflecteur et le rayonnement solaire reçu et réfléchi par le réflecteur 3. Par ailleurs, le fait qu’une section sous le panneau photovoltaïque ne présente pas de réflecteur permet également d’assurer un meilleur refroidissement du panneau photovoltaïque par la surface aquatique lors de son utilisation.
Dans des exemples, le réflecteur 3 est configuré pour éviter un stockage de l’eau, notamment sur sa surface supérieure. Le réflecteur 3 peut par exemple être configuré pour écouler l’eau de sa surface supérieure à la surface aquatique. Dans des premiers exemples, les extrémités du réflecteur 3 sont assemblées sur les structures porteuses des modules 2 de sorte que le réflecteur est incliné d’un angle déterminé par rapport à un axe horizontal pour que l’eau qui se trouverait sur sa surface supérieure puisse s’écouler vers la surface aquatique. L’angle déterminé peut par exemple être compris entre 0.001° et 10° et peut avantageusement être compris entre 0.5° et 5°. Dans des deuxièmes exemples, le réflecteur comprend une pluralité de trous d’écoulement permettant à l’eau qui se trouve sur sa surface supérieure de s’écouler vers la surface aquatique. Il est également envisagé de combiner les deux exemples décrits ci-dessus, c’est-à-dire d’assembler les extrémités du réflecteur 3 sur les structures porteuses des modules pour que le réflecteur soit incliné et de prévoir des trous d’écoulement sur le réflecteur 3. En effet, de l’eau stagnant sur le réflecteur entraine une diminution de son caractère réflectif dans la mesure où l’albédo de l’eau est inférieur à celle du réflecteur. L’écoulement de l’eau aura aussi pour effet d’entraîner et d’évacuer de la salissure qui se serait accumulée sur le réflecteur.
Dans des exemples, la structure porteuse 21 d’un module photovoltaïque 2 est adaptée pour surélever le panneau photovoltaïque 20 par rapport au réflecteur 3, et en particulier par rapport à une extrémité du réflecteur assemblée sur cette structure porteuse 21. La structure porteuse 21 d’un module photovoltaïque 2 de l’installation photovoltaïque 1 peut ainsi comprendre, comme illustré sur les figures 1 à 3 au moins un pied 23. Une extrémité 31 du réflecteur 3 pourrait ainsi être assemblée à un pied du module photovoltaïque. Le pied 23 peut par exemple être vertical, comme représenté sur les figures. Le pied 23 supporte au moins en partie le panneau photovoltaïque 20 du module photovoltaïque 2 de sorte que le panneau photovoltaïque 20 est surélevé par rapport au réflecteur 3.
Dans des premiers exemples, une extrémité supérieure du pied 23 de la structure porteuse 21 d’un module photovoltaïque 2 peut être directement assemblée au panneau photovoltaïque 20, par exemple au cadre 24 portant le panneau photovoltaïque 20.
Dans des deuxièmes exemples, la structure porteuse 21 d’un module photovoltaïque 20 peut également comprendre un support de panneau 25 assemblé à une extrémité supérieure d’au moins un pied 23 de la structure porteuse 21. Dans ces deuxièmes exemples, le panneau photovoltaïque 20 peut être assemblé sur le support de panneau 25, notamment le cadre 24 du panneau photovoltaïque 20 peut être assemblé sur le support de panneau 25, comme représenté sur les figures 2 et 3.
Dans les exemples représentés en figures 2 et 3, le support de panneau 25 assemblé à l’extrémité supérieure d’un pied 23 de la structure porteuse 21 comprend une première barre oblique s’étendant parallèlement à l’axe d’orientation du module photovoltaïque 2. Dans l’exemple représenté, la barre oblique s’étend depuis l’extrémité de deux pieds 23 du module 2 alignés selon l’axe d’orientation des panneaux et est assemblé au cadre du panneau 24. La barre oblique présente donc avantageusement l’inclinaison souhaitée pour le panneau 20 par rapport à un axe horizontal. Dans d’autres exemples non représentés, le support de panneau 25 assemblé à l’extrémité supérieure d’un pied 23 peut comprendre une barre horizontale s’étendant perpendiculairement à l’axe d’orientation du module photovoltaïque 2, par exemple entre deux pieds 23 du module 2 alignés perpendiculairement à l’axe d’orientation. Dans des derniers exemples, le support de panneau 25 peut comprendre à la fois la barre oblique s’étendant depuis l’extrémité de deux pieds 23 du module 2 alignés selon l’axe d’orientation des panneaux et la barre horizontale s’étendant depuis l’extrémité de deux pieds 23 du module 2 alignés perpendiculairement à l’axe d’orientation des panneaux.
Le fait de surélever le panneau photovoltaïque 20 par rapport au réflecteur 3 permet de réduire l’ombre du panneau photovoltaïque 20 sur le réflecteur 3, et en particulier sur la section du réflecteur 3 s’étendant éventuellement sous le panneau photovoltaïque 20. Par conséquent, le fait de surélever les panneaux photovoltaïques 20 par rapport au réflecteur permet d’augmenter l’efficacité de leur production d’électricité. Dans des exemples, le pied 23 présente une longueur adaptée pour que le point le plus bas du panneau photovoltaïque 20 soit disposé à au moins 30cm de hauteur par rapport au réflecteur, avantageusement à au moins 50cm de hauteur par rapport au réflecteur 3.
Dans des exemples et notamment ceux illustrés en figures 2 et 3, les structures porteuses 21 du premier 2a et du deuxième 2b modules photovoltaïques comprennent deux poutres porteuses 22 s’étendant perpendiculairement à l’axe d’orientation des modules photovoltaïques. Dans ces exemples, une extrémité du réflecteur 3 est assemblée à une poutre porteuse 22 du premier module 2a la plus proche du deuxième module 2b et l’autre extrémité du réflecteur 3 est assemblée à la poutre porteuse 22 du deuxième module 2b la plus proche du premier module 2a. Cette structure porteuse 21 d’un module 2 comprenant les deux poutres porteuses 22 avec une extrémité du réflecteur 3 assemblée à une poutre porteuse permet de définir l’étalement du réflecteur 3 le long de l’axe d’orientation des modules et notamment de définir si, et éventuellement dans quelle mesure, le réflecteur s’étend sous le panneau photovoltaïque 20 du module. En l'occurrence, en rapprochant la poutre porteuse 22 sur laquelle une extrémité du réflecteur 3 est assemblée du centre du module photovoltaïque 2, le réflecteur 3 peut donc déborder sous le panneau photovoltaïque 20 du module 2. En d’autres termes, dans des exemples, une poutre porteuse 22 du module photovoltaïque 2 sur laquelle est assemblée une extrémité d’un réflecteur 3 peut être disposée en retrait par rapport à un bord du panneau photovoltaïque 20 s’étendant perpendiculairement à l’axe d’orientation du module, de sorte qu’une section du réflecteur 3 s’étende sous le panneau photovoltaïque 20 selon cet axe. Dans ces exemples, la poutre porteuse peut être disposée en retrait par rapport à un bord du panneau photovoltaïque 20 s’étendant perpendiculairement à l’axe d’orientation du module, de sorte qu’une section du réflecteur 3 s’étende sous le panneau photovoltaïque 20 du module photovoltaïque 2 sur au moins 10%, avantageusement entre 10 et 40%, de la longueur du panneau photovoltaïque 20 selon cet axe d’orientation.
Dans des exemples complémentaires dans lesquels les structures porteuses 21 des modules 2 comprennent les deux poutres porteuses 22, la structure porteuse 21 d’un module photovoltaïque 2 peut en outre comprendre deux pieds 23. Chaque pied 23 d’un module photovoltaïque présente une extrémité inférieure assemblée à une poutre porteuse respective du module photovoltaïque et une extrémité supérieure assemblée au cadre 24 du panneau photovoltaïque 20, ou au support de panneau 25 supportant le panneau photovoltaïque 20 le cas échéant. Cette configuration de structure porteuse est simple dans la mesure où elle permet d’assembler le réflecteur 3 et de monter les pieds 23 permettant de surélever le panneau 20 par rapport au réflecteur 3 sur un même élément mécanique, réduisant ainsi le coût de l’installation photovoltaïque 1 et facilitant son montage. Ces exemples sont notamment représentés sur les figures 2 et 3.
Dans des exemples, un pied 23 assemblé à une extrémité inférieure sur une poutre porteuse 22 et assemblé à une extrémité supérieure au panneau photovoltaïque 20, ou au support de panneau 25 le cas échant, peut s’étendre de manière sensiblement verticale afin de rigidifier la structure porteuse 21. Dans d’autres exemples, un pied 23 assemblé à une extrémité inférieure sur une poutre porteuse 22 et assemblé à une extrémité supérieure au panneau photovoltaïque 20, ou au support de panneau 25 le cas échant, peut s’étendre selon un angle déterminé par rapport à un axe vertical dans une direction opposée à la poutre porteuse adjacente de celle sur laquelle il est assemblé. Dans ces autres exemples, la poutre porteuse 22 du module 2 assemblée à une extrémité 31 d’un réflecteur 3 peut être disposée davantage vers le centre du module photovoltaïque selon l’axe d’orientation du module tout en supportant solidement le panneau ou en supportant solidement le support de panneau 25 supportant lui-même le panneau 20. Par conséquent, un réflecteur 3 dont une extrémité 31 s’étendrait depuis une telle poutre porteuse 22 peut s’étendre davantage sous le panneau photovoltaïque 20.
Pour chaque flux, si la moyenne du flux de données est inférieure au premier seuil prédéterminé, le point d’accès passe à l’étape E304 et catégorise le flux de données comme un flux de données interruptible. Cette opération effectuée, le point d’accès passe à l’étape E310.
Si la moyenne d’au moins un flux de données est supérieure ou égale au premier seuil prédéterminé, le point d’accès passe à l’étape E305.
A l’étape E305, le point d’accès calcule, pour chaque flux de données dont la moyenne du flux de données est supérieure ou égale au premier seuil prédéterminé, un écart type sur la même fenêtre glissante que la moyenne. L’écart type caractérise la stabilité du trafic dans le flux au cours du temps. Une faible valeur d’écart type montre un flux relativement stable au cours du temps. On note σ(t) la valeur ainsi obtenue.
A l’étape E306, le point d’accès calcule, pour chaque flux de données dont la moyenne est supérieure au premier seuil prédéterminé, un score à partir de la moyenne et de l’écart type du flux de données.
Chaque score est calculé à partir de la formule suivante :
SC(t) =σ(t)/(K+moy(t)) où SC(t) est le score, σ(t) est l’écart type et K une valeur strictement supérieure à 0, par exemple égale à 0,5 ou 1.
A l’étape E307, le point d’accès compare, pour chaque flux de données dont la moyenne du flux de données est supérieure ou égale au premier seuil prédéterminé, le score SC(t) à un second seuil prédéterminé appelé Seuilsc. Le second seuil prédéterminé est par exemple compris entre 0,45 et 0,55.
Pour chaque flux dont la moyenne du flux de données est supérieure ou égale au premier seuil prédéterminé et le score est inférieur ou égal au second seuil prédéterminé, le point d’accès passe à l’étape E309 et catégorise le flux de données comme un flux de données non interruptible. Cette opération effectuée, le point d’accès passe à l’étape E310.
Pour chaque flux dont la moyenne du flux de données est supérieure ou égale au premier seuil prédéterminé et le score est supérieur au second seuil prédéterminé, le point d’accès passe à l’étape E308 et catégorise le flux de données comme un flux de données interruptible. Cette opération effectuée, le point d’accès passe à l’étape E310.
A l’étape E310, le point d’accès vérifie si tous les flux de données d’un lien sont interruptibles. Si tous les flux de données d’un lien sont interruptibles, le point d’accès passe à l’étape E312. Si au moins un flux de données d’un lien est non interruptible, le point d’accès passe à l’étape E311.A l’étape E311, le point d’accès détermine qu’une station servie par le point d’accès ne doit pas être servie par un autre point d’accès si au moins un flux de données du lien entre la station et le point d’accès est catégorisé comme un flux de données non interruptible.
A l’étape E308, le point d’accès détermine qu’une station servie par le point d’accès peut être servie par un autre point d’accès si chaque flux de données du lien entre la station et le point d’accès est catégorisé comme un flux de données interruptible.
Les Figs. 4a et 4b illustrent respectivement un exemple de mesures sur une fenêtre glissante de la quantité de données Δ(t) d’un flux de données transitant entre une station servie par un nœud et de scores SC(t) dans un cas où le flux de données est considéré comme interruptible.
Les flux de données interruptibles sont par exemple une lecture audiovisuelle en diffusion en flux continu (streaming en anglais) ou une navigation sur Internet.
Comme cela est montré dans les Figs. 4a et 4b, les flux de données interruptibles se caractérisent principalement par un débit très variable dans le temps induisant des quantités de données Δ(t) très variable dans le temps. En effet, ils sont constitués de salves pendant lesquelles le débit est élevé, voire très élevé, séparées par des périodes où le débit est très faible, voire nul. Ces salves permettent le remplissage de mémoires (par exemple dans le cas d’un trafic de type diffusion en flux continu) ou le chargement d’un élément (par exemple lors du chargement des résultats suite à une requête sur un moteur de recherche).
Les Figs. 5a et 5b illustrent respectivement un exemple de mesures sur une fenêtre glissante de la quantité de données Δ(t) d’un flux de données transitant entre une station servie par un nœud et de scores SC(t) dans un cas où le flux de données est considéré comme non interruptible.
Les flux de données non interruptibles sont par exemples des flux de données d’une conversation téléphonique, ou d’une visioconférence, ou de jeux vidéo interactifs.
Ainsi du gel peut fluer à travers ces ajours, au-dessus et en dessous ainsi que sur les côtés du tronçon intermédiaire du barreau conducteur. Tout un pourtour du tronçon intermédiaire du barreau conducteur est ainsi en contact avec du matériau d’étanchéité, par exemple le gel, de sorte à obtenir une bonne étanchéité.
Selon l’un des aspects de l’invention, l’évidement débouche sur les ajours des montants.
Selon l’un des aspects de l’invention, les montants de l’insert présentent une forme générale plane.
Selon l’un des aspects de l’invention, les montants se raccordent à un toit, à l’extrémité des montants et à l’opposé de l’embase.
Selon l’un des aspects de l’invention, le toit présente une forme pleine.
Selon l’un des aspects de l’invention, ce toit de forme pleine est en contact avec le tronçon intermédiaire du barreau conducteur, notamment avec une tranche de ce tronçon intermédiaire du barreau conducteur.
Selon un autre des aspects de l’invention, le toit est ajouré, étant par exemple en forme d’un cadre en appui sur les montants de l’insert.
Selon l’un des aspects de l’invention, la forme de l'insert est définie de façon à entourer et assurer un maintien rigide sur le barreau conducteur.
Selon l’un des aspects de l’invention, l’insert est réalisé d’un seul tenant, notamment par pré-moulage d’une matière plastique sur le tronçon intermédiaire du barreau conducteur, avant le surmoulage de la matière du corps principal.
Selon l’un des aspects de l’invention, le barreau conducteur est réalisé en métal, notamment en cuivre.
Selon l’un des aspects de l’invention, le barreau conducteur comprend une portion en forme de plaque ajourée qui est configurée pour le raccord d’un élément de connexion externe tel qu’une cosse.
Selon l’un des aspects de l’invention, la portion en forme de plaque ajourée s’étend sur une façade du connecteur.
Selon l’un des aspects de l’invention, la portion en forme de plaque ajourée est logée dans un renfoncement de la façade du connecteur.
Selon l’un des aspects de l’invention, le barreau conducteur comporte une portion d’extrémité s’étendant en dehors du corps principal, sur un côté du connecteur opposé à la portion en forme de plaque ajourée.
L’invention a encore pour objet un dispositif électrique, notamment une machine électrique tournante ou un onduleur, comportant au moins un connecteur tel que décrit plus haut, configuré pour assurer une connexion électrique sur ce dispositif électrique.
L’invention a encore pour objet un procédé de fabrication d’un connecteur selon l’une des revendications précédentes, comportant les étapes suivantes : réaliser l’insert sur le tronçon intermédiaire du barreau conducteur, notamment par surmoulage de ce tronçon intermédiaire avec une matière électriquement isolante, placer le barreau conducteur avec l’insert ainsi réalisé dans un moule, réaliser, dans le moule, le surmoulage du barreau conducteur avec la matière électriquement isolante pour former le corps principal, verser le matériau d’étanchéité dans la cavité du corps principal.
Comme le montre la , le dispositif d’usinage 100 prévu pour usiner l’élément à pôles magnétiques 200 comprend : - une structure 110 ; - un moyen de préhension 120 de l’élément à pôles magnétiques 200 ; - une unité de mesure 130 ; - une unité d’usinage 140 ; et - un calculateur 150.