WO2019106266A1 - Dispositif de mesure de l'ensoleillement direct normal - Google Patents

Dispositif de mesure de l'ensoleillement direct normal Download PDF

Info

Publication number
WO2019106266A1
WO2019106266A1 PCT/FR2018/052970 FR2018052970W WO2019106266A1 WO 2019106266 A1 WO2019106266 A1 WO 2019106266A1 FR 2018052970 W FR2018052970 W FR 2018052970W WO 2019106266 A1 WO2019106266 A1 WO 2019106266A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
mirror
dni
solar
receiver
photosensitive sensor
Prior art date
Application number
PCT/FR2018/052970
Other languages
English (en)
Inventor
Sylvain RODAT
Adrien CAMUS
Original Assignee
Commissariat A L'energie Atomique Et Aux Energies Alternatives
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Commissariat A L'energie Atomique Et Aux Energies Alternatives filed Critical Commissariat A L'energie Atomique Et Aux Energies Alternatives
Publication of WO2019106266A1 publication Critical patent/WO2019106266A1/fr

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S50/00—Arrangements for controlling solar heat collectors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S20/00—Solar heat collectors specially adapted for particular uses or environments
    • F24S20/20—Solar heat collectors for receiving concentrated solar energy, e.g. receivers for solar power plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S30/00—Arrangements for moving or orienting solar heat collector modules
    • F24S30/40—Arrangements for moving or orienting solar heat collector modules for rotary movement
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S50/00—Arrangements for controlling solar heat collectors
    • F24S50/20—Arrangements for controlling solar heat collectors for tracking
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S50/00—Arrangements for controlling solar heat collectors
    • F24S50/80—Arrangements for controlling solar heat collectors for controlling collection or absorption of solar radiation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S23/00—Arrangements for concentrating solar-rays for solar heat collectors
    • F24S23/70—Arrangements for concentrating solar-rays for solar heat collectors with reflectors
    • F24S2023/87—Reflectors layout
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24S—SOLAR HEAT COLLECTORS; SOLAR HEAT SYSTEMS
    • F24S2201/00—Prediction; Simulation
    • 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
    • Y02E10/40—Solar thermal energy, e.g. solar towers
    • Y02E10/47—Mountings or tracking

Definitions

  • the present application relates to the field of normal direct irradiation measurement also called normal direct irradiance (DNI).
  • DNI normal direct irradiance
  • Normal direct sunlight is defined in the document "Direct normal irradiance related definitions and applications” of Blanc et al. Solar Energy 110 (2014) 561-577 as the direct irradiance received on a plane normal to the sun.
  • Different devices can provide a DNI measurement.
  • Such a measurement can be implemented for example using several pyranometers, a first measuring the global radiation and another pyranometer performing a diffuse radiation measurement by the use of a mask associated with a specific solar tracking device. .
  • Document IN201127410 presents another example of a device for measuring DNI whose measuring principle is similar to that of a pyrheliometer.
  • the measurement of DNI can be particularly important because it is representative of the solar resource likely to be used and because the variations of solar resource, in particular related to periods of cover cloud, affect the reliability of power generation plants.
  • An embodiment of the present invention provides a normal direct sunlight (DNI) measuring device comprising:
  • At least one first photosensitive sensor arranged with respect to the first mirror so as to detect the solar radiation reflected by the first mirror
  • At least one solar tracker adapted to orient the first mirror towards the sun, the first solar tracker being provided with first means for actuating the first support able to move the first mirror.
  • a measuring device as defined above alone makes it possible essentially to detect a direct radiation coming from a limited portion of the celestial vault.
  • the photosensitive sensor is advantageously fixed or is arranged on a support element displaceable independently of the first support.
  • the photosensitive sensor is fixed and the solar tracker is adapted to move the first mirror along two axes, the measuring device further comprising a means such as a tube for limiting to a predetermined solid angle a flow incident light on said first photosensitive sensor.
  • a measuring device as defined above can be used to evaluate the state of the first mirror, in particular its degree of soiling or the state of its reflecting surface. The presence of dirt or a defective condition can result in a decrease in DNI compared to a reference value.
  • the present invention relates to a solar installation provided with a device for measuring normal direct sunlight (DNI) as described above.
  • DNI normal direct sunlight
  • An advantage of a DNI measuring device is that it can be deployed at a lower cost on a concentrating solar installation. Indeed, one can use pre-existing solar trackers and mirrors in the solar power station to realize it. Thus, a shadow band mobile system or a specific solar tracking device is not necessary.
  • one embodiment provides a concentrating solar power plant with at least one normal direct sunlight (DNI) measuring device.
  • DNI normal direct sunlight
  • the first photosensitive sensor can be arranged between said first mirror and a first receiver, this first receiver comprising at least a first conduit in which a heat transfer fluid is able to circulate, the first receiver being arranged to receive a radiation solar reflected by said first mirror.
  • the first photosensitive sensor is preferably arranged at a non-zero distance from the first receiver.
  • the solar concentrating plant comprises at least a second receiver having at least a second conduit in which a fluid is intended to flow, the second receiver being arranged to receive a solar flux reflected by at least one other mirror and to another photosensitive sensor arranged between said other mirror and said second receiver.
  • the measuring device can be configured to allow at least one measurement of DNI per receiver.
  • the solar concentration plant is typically equipped with a control system configured to control first fluid flow control means in the first duct and second adapted control means. for regulating a flow of fluid in the second conduit independently of the flow of fluid in the first conduit.
  • control control system is configured to control said second flow control means so as to modify the flow of fluid in the second conduit following a detection of a variation of DNI established from measurement data from said other photosensitive sensor. It is thus possible to provide a specific DNI measurement for each receiver and to adapt the flow rate of fluid in each receiver independently as a function of this measurement of DNI.
  • the device for measuring normal direct sunlight comprises at least one second photosensitive sensor disposed between a second mirror and a second zone of the first receiver so as to detect a solar radiation reflected by the second mirror and to said second zone of the first receiver. It is thus possible to establish different DNI measurements for evaluating the available solar resource on different elementary zones of the same receiver.
  • the control-command system is also able to control a displacement of at least one mirror of said plurality of mirrors following a detection of a variation of DNI established from measurement data from said second photosensitive sensor.
  • the measuring device DNI can thus be provided with a plurality of photosensitive sensors distributed at different points of the concentration plant.
  • the plant may further comprise: a computer processing unit equipped with a cloud cover prediction module using a cloud trajectory evaluation model implemented from at least a first series of DNI measurements from said photosensitive sensors at a given instant and from at least a second series of DNI measurements from said photosensitive sensors at another time, preceding said given instant.
  • a DNI measuring device integrated into a solar power station can also be used to check the state in which the mirrors of a concentrating solar power station are located and to detect whether a step of cleaning or maintenance of the mirrors is necessary.
  • the solar concentrating plant may further comprise: at least one normal direct reference sun measurement means, in particular at least one reference pyrheliometer capable of producing a reference reference measurement.
  • at least one normal direct reference sun measurement means in particular at least one reference pyrheliometer capable of producing a reference reference measurement.
  • This measuring means of DNI then comes in addition to the measuring device DNI defined above.
  • a comparison of measurements between the reference measurement means and the DNI device defined above can make it possible to provide information on the state of the first mirror.
  • the measurements made to determine the state of a mirror are preferably performed on a clear day.
  • a means of image acquisition of the vault Celestial above the central can also be expected to detect a lack of cloud over the power plant.
  • the comparison of DNI measurements from the reference measurement means and the DNI device defined above can be performed by means of a computer processing unit, for example belonging to the control system of the solar power station.
  • FIG. 1 serves to illustrate a normal direct sunlight measuring device according to an embodiment of the present invention
  • FIG. 2A serves to illustrate a single-axis solar tracker associated with a mirror as provided in an exemplary embodiment of a DNI measuring device according to the invention
  • FIG. 2B serves to illustrate a dual-axis solar tracker as provided in an exemplary embodiment of a DNI measuring device according to the invention
  • FIG. 3 serves to illustrate heating sections of a concentrating solar power station capable of integrating a DNI measuring device as implemented according to the invention
  • FIG. 4 serves to illustrate a schematic diagram of a solar power station provided with a DNI measuring device according to an embodiment of the present invention
  • FIGS. 5A-5B serve to illustrate a schematic diagram of a concentrating solar power station with a DNI measuring system provided with a plurality of photosensitive sensors associated respectively with a plurality of elementary receiver zones (s) provided for to convey a coolant;
  • FIG. 6 serves to illustrate a solar power plant control method implemented using measurements carried out using at least one DNI measuring device as implemented according to the invention;
  • FIG. 1 schematically illustrates a device for performing a normal direct sunlight (DNI) measurement as implemented according to an embodiment of the present invention.
  • DNI normal direct sunlight
  • the device is provided with at least one photosensitive sensor 2 which may be of the type used in a pyrheliometer, for example in the form of a thermopile, in other words a means which converts a thermal gradient into an electrical signal, or a sensor pyroelectric in which a temperature change causes a variation of electrical polarization.
  • a photovoltaic sensor may be used.
  • the sensor 2, and in particular its sensitive zone 2a, is arranged so as to receive a solar radiation reflected by a mirror 4.
  • the arrangement of the photosensitive sensor 2 with respect to the celestial vault and the mirror 4 is provided. so as to favor a detection of direct solar radiation R.
  • the sensitive zone 2a of the sensor is disposed orthogonally to the radiation reflected by the mirror 4 and incident on the photosensitive sensor 2.
  • a means 3 for limiting the incident light flux on the sensor 2 at a predetermined solid angle, in other words for limiting the acceptor cone of the sensor 2 can be provided.
  • this means 3 comprises a tube 31 called "acceptance”.
  • the mirror 4 is a plane mirror also called linear reflector.
  • DNI the photosensitive sensor 2 which follows the course of the sun S but the mirror 4, which is rotatable and is displaced according to the position of the sun S so as to follow the race of the sun S.
  • a particular embodiment of the measuring device even provides a sensor 2 photosensitive which remains fixed, only the mirror 4 being movable.
  • the photosensitive sensor 2 and the mirror 4 are arranged on separate supports or elements.
  • An arrangement may be provided in which the mirror support is a ground-mounted part serving as a support for the sensor, the mirror being movable and placed on a separate element of the photosensitive sensor.
  • the respective sizes of the mirror 4 and the sensor 2 and / or their relative positions relative to each other are provided so that the photosensitive sensor 2 receives radiation emanating from only one portion. from the celestial vault.
  • the DNI measuring device limits the capture of diffuse radiation.
  • An DNI measuring device as implemented according to the invention does not require a specific solar tracker associated with the photosensitive sensor 2 but rather uses a solar tracker associated with the mirror 4.
  • the DNI measuring device can be integrated into a solar installation, for example a concentrated solar power station, already provided with mirrors and trackers associated with these mirrors. This has the advantage of allowing to integrate at a lower cost the DNI measuring system to the solar installation.
  • the solar tracker used is typically equipped with a bearing structure 6 of the mirror 4, also called a frame, and actuator means 8 for moving the mirror 4 and which are for example provided with one or more motors and / or a cylinder system.
  • the solar tracker may be provided to adapt the position of the mirror 4 relative to the sun S typically along a single axis or along two axes.
  • a solar tracker of the type described in Dehelean's "A mirror Tracking Mechanism” document, ResearchGate October 2012 can be used.
  • FIG. 2A A particular example of a single-axis solar tracker that can be associated with the mirror 4 is illustrated in FIG. 2A.
  • the orientation of the mirror 4 varies in this example along a single axis Al which is here a transverse axis substantially parallel to the ground, ie a plane [O; x; y] of an orthogonal reference [O; x; y; z ] given in Figure 2A.
  • a beam collimator is preferably used as a means of limiting the acceptance cone of the sensor 3.
  • the photosensitive sensor 2 In the case where a single-axis solar tracker is used, provision may be made to place the photosensitive sensor 2 on a movable support element. In this case the support element of the sensor 2 is movable independently of the mirror 4. In particular, if the tracker provides a displacement of the mirror 4 according to the height component, the sensor 2 can be moved along the azimuth whereas when the tracker is adapted to perform a movement of the mirror 4 according to the azimuth component, the sensor 2 can be moved according to the height component.
  • the dimensions of the reflective zone of the mirror large enough to maximize the duration during which the photosensitive zone 2a is capable of receiving solar radiation.
  • the DNI measuring device is integrated into a concentrating solar power plant, it is advantageous to have large mirrors whose length can be of the order of several meters or tens of meters, which can make it possible to avoid move a photosensitive sensor 2 having a photosensitive area of dimensions of the order of several centimeters.
  • FIG. 2B Another example of a solar tracker, this time along two axes, is illustrated in FIG. 2B and may be associated with the mirror 4 of the DNI measuring device.
  • the orientation of the mirror 4 is here modifiable according to two degrees of freedom.
  • a displacement can be made along a first axis A ⁇ which, in this example is substantially parallel to the ground and along another axis A'2 which, in this example, is substantially orthogonal to the ground.
  • the tracker may be provided with two motors (not shown) and can combine an azimuth rotation movement and an elevation rotation movement.
  • a tube is preferred to use a tube as a means for limiting the acceptor cone of the sensor 3.
  • the solar tracker is also typically provided with a control unit for the actuator means, the control unit 10 being configurable to use track data relating to sun tracking and to provide at least one control signal to the means. actuators based on these trajectory data.
  • the control unit 10 may be adapted to perform an so-called "open loop" command for which the trajectory data is used to actuate the mirror 4 without using measurement data to establish the position of the sun.
  • the trajectory data can then be established from the time of day and GPS coordinates of the mirror support 4 and using calculations using astronomical data of the position of the sun.
  • the control unit 10 may alternatively be adapted to implement a "closed loop" command, that is to say to produce trajectory data based on astronomical data of the position of the sun and on a measurement derived from another sensor 17 which may be for example that of a reference pyrheliometer.
  • the measurement signal from the sensor can be processed by computer to improve the measurement accuracy and / or to make a correction taking into account an effect of optical distortion of the mirror , especially if it is not a plane mirror.
  • One or more pyrheliometer type reference sensors may also be provided in the device to provide complementary DNI measurement and improve measurement accuracy.
  • a device as described above can for example be used in a solar installation such as a solar oven or in a weather station.
  • the device for measuring normal direct sunlight is particularly suitable for being integrated in a concentrating solar power station C, in particular Fresnel type, which already has mirrors with their own associated solar trackers.
  • a solar C concentration plant typically comprises at least one structure called “heating section” and which is provided with at least one receiver, that is to say a structure comprising one or more conduits carried to carry a heat transfer fluid.
  • each autonomous heating section may have a length of the order of several hundred meters long.
  • Each receiver 30a, 30b, 30c, 30d is provided with one or more conduits in which circulates a heat transfer fluid.
  • the mirrors 4.1, 4.2 of the solar power plant are arranged so as to reflect the light rays on the receivers which has the effect of heating the fluid.
  • the coolant is for example a thermal oil, a molten salt, air, water. According to a particular embodiment, the coolant enters at a temperature between 150 ° C and 300 ° C and emerges at a temperature between 400 ° C and 500 ° C.
  • the fluid At the input of a receiver 30a, the fluid is generally in liquid form and is then likely to vaporize by circulating in the conduit or conduits and out of a receiver in the form of superheated or saturated steam.
  • each receiver 30a, 30b, 30c, 30d can be adjusted to maintain a set temperature output.
  • each receiver and its conduit (s) may be associated with flow control means adapted to regulate a flow of fluid in this or these conduits.
  • the flow adjustment can be performed independently of one receiver to another.
  • the flow control means may be provided with control valves, in particular coupled to pressure regulation on a main supply pump.
  • a Fresnel concentration solar power plant may be associated with thermodynamic conversion means which are for example in the form of at least one steam turbine T at the outlet of the heating section.
  • thermodynamic conversion means which are for example in the form of at least one steam turbine T at the outlet of the heating section.
  • thermodynamic conversion means which are for example in the form of at least one steam turbine T at the outlet of the heating section.
  • This detection is here ensured by means of DNI measurements established using a device as illustrated in FIG. 4 and in which a photosensitive sensor 2 is placed between a mirror 4.1 of the central unit C and a receiver. 30a.
  • the central C is generally provided with a plurality of mirrors 4.1, 4.2 each mounted mobile on a frame and associated with a solar tracker to move the mirror and allow it to follow the movement of the sun during the day.
  • a photosensitive sensor 2 is preferably provided so as to receive reflected radiation from a single mirror, while the receiver 30a is capable of receiving reflected radiation from a plurality of mirrors.
  • the photosensitive sensor 2 is arranged at a predetermined non-zero distance from the receiver 30a so that the photosensitive sensor 2 does not receive reflected radiation from another mirror than the one dedicated to it.
  • the DNI measurement carried out by means of a photosensitive sensor 2 provides information on the solar flux that is irradiated in an area of the receiver 30a.
  • the DNI measurement detects the appearance of cloud sails or thicker clouds.
  • control parameters of the plant so as to limit variations in the outlet temperature of the plant. a heating section.
  • the control parameters on which one can act are typically the focusing rate of the mirrors and the coolant flow in a receiver.
  • the central unit C is typically equipped with a control system 50 comprising a human-machine interface and one or more processors and / or one or more electronic cards formed of integrated circuits and / or ASICs and and / or logic and programmable circuits (for example of FPGA type, microprocessor, microcontroller).
  • the control system 50 typically uses a software or program for controlling the mirrors, as well as a software or program for controlling the fluid circuit, and in particular flow control means associated with the receivers of the heating sections.
  • a measurement of DNI is transmitted (arrow Fl) to the digital control system 50 of the solar power plant which, as a function of the measured value is able to modify (arrow F2) the focusing rate of mirrors 4.1, 4.2 to modulate the solar flux reflected on a receiver 30a.
  • the digital control control system 50 of the solar power station is also capable of controlling the flow rate (arrow F3) of heat transfer fluid in the conduit (s) of the receiver 30a.
  • the control system is configured to modify the focusing rate of mirrors on this receiver 30a and / or to modify the flow rate of fluid in the conduit (s) of the receiver 30a.
  • the fluid flow rate or the rate of focus can be adjusted independently for each receiver without modifying that of the other receivers.
  • the control-command 50 is also configured to, in certain critical cases, trigger a shutdown of the installation, which results in in particular by an arrangement in which the mirrors do not return solar radiation to the receiver 30a.
  • each receiver is associated with at least one photosensitive sensor to enable at least one measurement of DNI per receiver.
  • FIGS. 5A-5B An example of a solar installation in which a DNI measuring device is provided with several photosensitive sensors 2.1, ..., 2.20 and in particular several photosensitive sensors per heating section is illustrated in FIGS. 5A-5B.
  • the photosensitive sensors 2.1, ..., 2.20 are configured to perform DNI measurements translating solar energy variations respectively on elementary zones C1, ..., C20 of several receivers 30a, 30b, 30c, 30d, 30e, each sensor 2.1, ..., 2.20 being associated with a zone or elementary surface Ci (with i an integer between 1 and 20) of receiver irradiated by a mirror reflecting an incident solar resource.
  • the photosensitive sensors 2.1, ..., 2.20 can be distributed over the solar field in order to be able to characterize an incident solar resource with a discretization step, for example of the order of 10 m.
  • the control command of the installation can be provided for at different times simultaneously record the measurement of the photosensitive sensors 2.1, ..., 2.20, and to adjust the temperature control parameters at the output of the installation accordingly either by modifying the flow rate in one or more receivers or by triggering a focusing or defocusing of mirrors.
  • a cloud N passes over a given area C1 situated near the input of a receiver 30a, the energy actually collected decreases.
  • "Input" means an area located near the arrival of coolant in the receiver 30a.
  • a DNI measurement by means of a photosensitive sensor 2.1 receiving the reflected solar radiation from a mirror (not shown) focused on this zone C1 makes it possible to know the effect of this shading on the zone C1, without having to use any temperature sensor fixed directly on this zone which may be subject to expansion constraints.
  • the value of DNI measured via the sensor 2.1 is brought down. It is then possible to adjust the flow of fluid in the receiver 30a, and in particular to reduce it to maintain the outlet temperature of the heating sections.
  • the cloud N appears this time at the output of the solar field above a zone C4 located near the output of the receiver 30a.
  • An instrumentation with a plurality of photosensitive sensors C1, ..., C20 for performing DNI measurements can therefore make it possible to make an available solar resource prediction for the plant.
  • FIG. 5B illustrates another problem when for example a cloud N stabilizes several minutes on a zone C4 at the output of a heating section.
  • a DNI measuring device as described above, it is also possible to distinguish between a simple cloudy cloud detected for example by a DNI drop and a cloud corresponding for example to a zero measured DNI.
  • a computer processing unit equipped with a prediction module using a cloud trajectory evaluation model established from DNI measurements from the photosensitive sensors and taken at different times can be expected.
  • a computer processing unit can be formed from one or more computers or processors and / or be part of, for example, the control system of the solar power plant.
  • step Eli we update a solar energy calculation model available for a receiver that the solar radiation captured by the sensor photosensitive 2.i is irradiated (step Eli).
  • a calculation is made of: m_i_DNI (t) * Si * optical efficiency * thermal efficiency, with Si an elementary zone or an elementary surface element of the receiver that the photosensitive sensor 2.i is caused to irradiate.
  • the optical efficiency is the ratio between the solar power that impacts the receiver with respect to the incident solar power (m_i_DNI (t) * Si).
  • the thermal efficiency is the ratio between the thermal power collected by the fluid and the power that impacts the receiver.
  • step E12 It is deduced from the established energy model whether an adjustment of the coolant flow must be made.
  • step Eli it is also possible to associate the measurement m_i_DNI (t) carried out by the photosensitive sensor 2.i at time t with a surface element Si of a receiver (step Eli) that the solar radiation captured by the photosensitive sensor 2.i is brought to irradiate.
  • This measurement m_i_DNI (t) is also associated with an antecedent measurement m_i_DNI (t-dt) previously carried out by the photosensitive sensor 2.i. (step E31), and then these data are used to calculate a cloud cover displacement vector. We then deduce a solar resource estimate seen by the surface element Si at a time t + dt (step E32).
  • the matrix arrangement of sensors can make it possible to reconstruct cloud contours on the entire solar field. Cloud masses will be identified and followed.
  • the treatment performed can be global and involve all the sensors, or be limited to a limited number of sensors among the set of sensors distributed on the solar field.
  • This estimate and the measurement associated with a surface element Si are used to update a predictive dynamic model that can be used by the control system of the plant (step E51).
  • control-command system is able to act (step E52) on one or more control parameters by triggering, for example, a change in the flow rate of heat-transfer fluid, a focusing or defocusing of mirrors, and even at a standstill, in order to maintain a set temperature at the outlet of the heating sections or to maintain a function according to a setpoint of another operating parameter of the control unit.
  • the setpoint value may be for example a minimum coolant flow rate or a maximum local temperature, which it is desired not to exceed.
  • a DNI measuring device as described above can also be used to monitor the state and in particular the degree of soiling of the mirrors of a solar installation.
  • DNI measuring device for example of a concentrating solar power station, it is possible, in addition to the DNI measuring device described above, to carry out a complementary measurement of DNI serving as a reference by means of, for example, one or several reference pyrheliometers.
  • This type of measurement is preferably carried out in clear weather so that the presence of cloud does not disturb the measurement.
  • a day of clear weather in other words an absence of cloud, can be detected for example by means of an image capture device of the sky such as a very wide angle camera.
  • m_DNI (t) is equal to or substantially equal to ref_DNI (t) then it can be deduced that the reflecting zone of the mirror is clean.
  • the reflective zone of the mirror is likely to include soiling, which is reflected in the value of m_DNI (t) measurement or the mirror may have a reflective zone including irreversible degradation .
  • a distinction between a "dirty" state and a "degraded” state of the mirror can be made for example if a recent cleaning operation has been performed recently on the mirror.
  • the comparison of the measurements made by the pivotable mirror DNI measuring device and the reference DNI measurement means can be performed using a computer processing unit, for example belonging to a control system such as mentioned above, and which may be possibly the same as that for performing the cloud cover prediction.
  • the DNI measuring device can therefore make it possible to follow the evolution of the mirror reflectivity of a solar installation or a solar power station and be at the origin of the triggering of cleaning or even replacement interventions. mirrors in the case of irreversible degradation, for example due to oxidation of the reflective layer.
  • photosensitive sensors that are autonomous in terms of power supply and that themselves produce the energy required to send DNI measurement signals to the flight deck. of the installation.
  • Such measurement signals can also be transmitted for example by radio wave.
  • a DNI measuring device as described above can be applied to other types of installations than concentrating solar power plants of the Fresnel type.
  • Such a device can be integrated in particular in an installation with non-planar mirrors, and for example of cylindro-parabolic shape, or even a tower plant provided with heliostats.
  • knowledge of the solar resource established by means of a DNI measuring device can also make it possible to optimize the pointing strategy of the heliostats towards the tower.
  • optical models we can recalculate, based on the solar resource received by each heliostat, the optimal pointing strategy on the receiver.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Photometry And Measurement Of Optical Pulse Characteristics (AREA)
  • Mounting And Adjusting Of Optical Elements (AREA)

Abstract

Dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI), comprenant : - un miroir (4) destiné à réfléchir un rayonnement solaire direct et disposé sur un support mobile, - un capteur photosensible (2) agencé par rapport au miroir de sorte à détecter un rayonnement solaire réfléchi par le miroir, - un traqueur solaire adapté pour orienter le miroir vers le soleil, le traqueur solaire étant doté de moyens d'actionnement du support aptes à déplacer le miroir (4), - un moyen (3) pour limiter à un angle solide prédéterminé un flux lumineux incident sur ledit premier capteur photosensible.

Description

DISPOSITIF DE MESURE DE L'ENSOLEILLEMENT DIRECT NORMAL
DESCRIPTION
DOMAINE TECHNIQUE ET ART ANTÉRIEUR
La présente demande concerne le domaine de la mesure d'irradiation directe normale encore appelée ensoleillement direct normal (DNI pour « Direct Normal Irradiance »).
L'ensoleillement direct normal est défini dans le document « Direct normal irradiance related définitions and applications » de Blanc et al. Solar Energy 110 (2014) 561-577 comme l'irradiance directe reçue sur un plan normal au soleil.
Différents dispositifs peuvent permettre de réaliser une mesure de DNI.
Une telle mesure peut être mise en œuvre par exemple à l'aide de plusieurs pyranomètres, un premier mesurant le rayonnement global et un autre pyranomètre effectuant une mesure de rayonnement diffus par l'utilisation d'un masque associé à un dispositif de suivi solaire spécifique.
En variante, il est connu d'effectuer une mesure de DNI à l'aide d'un pyrhéliomètre c'est à dire un appareil qui vise en permanence le soleil au moyen d'un dispositif de suivi solaire spécifique associé au capteur photosensible.
Le document IN201127410 présente un autre exemple de dispositif de mesure de DNI dont le principe de mesure est semblable à celui d'un pyrhéliomètre.
Pour certaines installations solaires telles que les centrales solaires, la mesure de DNI peut s'avérer particulièrement importante car elle est représentative de la ressource solaire susceptible d'être utilisée et parce que les variations de ressource solaire, en particulier liées à des périodes de couvertures nuageuses, affectent la fiabilité de la production d'énergie des centrales.
Pour obtenir une mesure de ressource solaire disponible dans une centrale solaire à concentration, le document : « Validation of spatially resolved ail sky imager derived DNI nowcasts » de Kuhn et al., AIP conférence Proceedings 2017 présente par exemple un dispositif de mesure de DNI comportant plusieurs pyranomètres ainsi que plusieurs pyrhéliomètres et un dispositif d'acquisition d'images de l'installation prises depuis un point haut afin d'évaluer les effets d'ombrage sur la centrale causée par des nuages. Un tel dispositif s'applique donc principalement à la mise en œuvre de mesure sur des centrales solaires avec une tour servant de point haut.
Il se pose le problème de trouver un nouveau type de dispositif de mesure de DNI qui puisse en particulier s'adapter à différents types d'installation solaires et permette de réaliser une mesure précise.
EXPOSÉ DE L'INVENTION
Un mode de réalisation de la présente invention prévoit un dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI) comprenant :
- au moins un premier miroir apte à réfléchir un rayonnement solaire direct et disposé sur un premier support mobile,
- au moins un premier capteur photosensible agencé par rapport au premier miroir de sorte à détecter le rayonnement solaire réfléchi par le premier miroir,
- au moins un traqueur solaire adapté pour orienter le premier miroir vers le soleil, le premier traqueur solaire étant doté de premiers moyens d'actionnement du premier support aptes à déplacer le premier miroir.
Avec un tel dispositif, un traqueur solaire spécifique pour déplacer le capteur n'est pas nécessaire puisqu'on opère plutôt un déplacement du ou des miroirs par rapport à la voûte céleste. On peut donc utiliser un dispositif d'actionnement de miroir d'une installation solaire déjà munie de traqueurs solaires pour réaliser un tel dispositif de mesure, ce qui représente un avantage, notamment en termes de coût.
En comparaison d'un dispositif avec un capteur positionné horizontalement au sol et qui reçoit tout le rayonnement diffus de la voûte céleste, un dispositif de mesure tel que défini plus haut seul permet de détecter essentiellement un rayonnement direct provenant d'une portion limitée de la voûte céleste.
Le capteur photosensible est avantageusement prévu fixe ou est disposé sur un élément de support déplaçable indépendamment du premier support. Selon un mode de réalisation avantageux, le capteur photosensible est fixe et le traqueur solaire est adapté pour déplacer le premier miroir selon deux axes, le dispositif de mesure comprenant en outre un moyen tel qu'un tube pour limiter à un angle solide prédéterminé un flux lumineux incident sur ledit premier capteur photosensible.
Un dispositif de mesure tel que défini plus haut peut être utilisé pour évaluer l'état du premier miroir en particulier son degré de salissure ou l'état de sa surface réfléchissante. La présence de salissure ou un état défectueux peuvent se traduire par une baisse de DNI par rapport à une valeur de référence.
Selon un autre aspect, la présente invention concerne une installation solaire dotée d'un dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI) tel que décrit précédemment.
Un avantage d'un dispositif de mesure de DNI est qu'il peut être déployé à moindre coût sur une installation solaire à concentration. En effet, on peut se servir de traqueurs solaires et miroirs pré-éxistants dans la centrale solaire pour le réaliser. Ainsi, un système mobile à bande d'ombre ou un dispositif de suivi solaire spécifique n'est pas nécessaire.
En particulier, un mode de réalisation prévoit une installation de type centrale solaire à concentration dotée d'au moins un dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI).
Dans ce cas, le premier capteur photosensible peut être agencé entre ledit premier miroir et un premier récepteur, ce premier récepteur comportant au moins un premier conduit dans lequel un fluide caloporteur est apte à circuler, le premier récepteur étant agencé de sorte à recevoir un rayonnement solaire réfléchi par ledit premier miroir.
Le premier capteur photosensible est de préférence agencé à une distance non-nulle du premier récepteur. Par le biais d'une mesure de DNI obtenue à l'aide d'un tel dispositif, on peut obtenir une évaluation de la ressource solaire disponible pour le récepteur de la centrale, sans avoir à placer un capteur en contact du récepteur et ainsi éviter au capteur de subir des contraintes dues aux forts flux atteignant le récepteur. Selon une possibilité de mise en œuvre, la centrale solaire à concentration comprend au moins un deuxième récepteur doté d'au moins un deuxième conduit dans lequel un fluide est destiné à circuler, le deuxième récepteur étant agencé de sorte à recevoir un flux solaire réfléchi par au moins un autre miroir et à destination d'un autre capteur photosensible agencé entre ledit autre miroir et ledit deuxième récepteur.
Ainsi, lorsque la centrale comporte plusieurs récepteurs, le dispositif de mesure peut être configuré pour permettre de réaliser au moins une mesure de DNI par récepteur.
Avec un maillage dense de capteurs on peut évaluer la distribution d'une ressource solaire sur toute la surface d'un champ solaire.
Pour permettre de contrôler la température en sortie de ses récepteurs, la centrale solaire à concentration est typiquement dotée d'un système de contrôle commande configuré pour commander des premiers moyens de régulation de débit de fluide dans le premier conduit et des deuxièmes moyens de régulation adaptés pour réguler un débit de fluide dans le deuxième conduit indépendamment du débit de fluide dans le premier conduit.
Avantageusement, le système de contrôle commande est configuré pour commander lesdits deuxièmes moyens de régulation de débit de sorte à modifier le débit de fluide dans le deuxième conduit consécutivement à une détection d'une variation de DNI établie à partir de données de mesures issues dudit autre capteur photosensible. On peut ainsi prévoir de réaliser une mesure de DNI spécifique pour chaque récepteur et d'adapter le débit de fluide dans chaque récepteur indépendamment en fonction de cette mesure de DNI.
Avantageusement, le dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI) comprend au moins un deuxième capteur photosensible disposé entre un deuxième miroir et une deuxième zone du premier récepteur de sorte à détecter un rayonnement solaire réfléchi par le deuxième miroir et à destination de ladite deuxième zone du premier récepteur. On peut ainsi établir des mesures de DNI différentes pour évaluer la ressource solaire disponible sur différentes zones élémentaires d'un même récepteur. Avantageusement, le système de contrôle-commande est également apte à commander un déplacement d'au moins un miroir de ladite pluralité de miroirs consécutivement à une détection d'une variation de DNI établie à partir de données de mesures issues dudit deuxième capteur photosensible. Ainsi, plutôt que de modifier le débit de fluide lorsqu'on détecte une variation de DNI pour une zone élémentaire d'un récepteur, on peut prévoir de modifier le taux de focalisation des miroirs sur cette zone.
Cela est particulièrement utile lorsque la zone élémentaire en question est une zone d'extrémité du récepteur située vers la sortie de fluide caloporteur.
Le dispositif de mesure de DNI peut être ainsi doté d'une pluralité de capteurs photosensibles répartis à différents endroits de la centrale à concentration.
Avantageusement, la centrale peut comprendre en outre: une unité de traitement informatique dotée d'un module de prédiction de couverture nuageuse utilisant un modèle d'évaluation de trajectoire de nuage mise en œuvre à partir d'au moins une première série de mesures de DNI issues desdits capteurs photosensibles à un instant donné et à partir d'au moins une deuxième série de mesures de DNI issues desdits capteurs photosensibles à un autre instant, précédent ledit instant donné.
Un dispositif de mesure de DNI intégré à une centrale solaire peut être également utilisé pour vérifier l'état dans lequel les miroirs d'une centrale solaire à concentration se trouvent et permettre de détecter si une étape de nettoyage ou de maintenance des miroirs est nécessaire.
Ainsi, selon une possibilité de mise en œuvre, la centrale solaire à concentration peut comprendre en outre : au moins un moyen de mesure d'ensoleillement direct normal de référence, en particulier au moins un pyrhéliomètre de référence apte à produire une mesure de référence d'ensoleillement direct normal d'un flux solaire à destination dudit premier capteur photosensible. Ce moyen de mesure de DNI vient alors en complément du dispositif de mesure de DNI défini plus haut. Une comparaison de mesures entre le moyen de mesure de référence et le dispositif de DNI défini plus haut peut permettre de renseigner sur l'état du premier miroir.
Les mesures effectuées pour déterminer l'état d'un miroir sont effectuées de préférence par temps clair. Ainsi, un moyen d'acquisition d'image de la voûte céleste au-dessus de la centrale peut être également prévu afin de détecter une absence de nuage au-dessus de la centrale.
La comparaison de mesures de DNI provenant du moyen de mesure de référence et du dispositif de DNI défini plus haut peut être effectuée au moyen d'une unité de traitement informatique, par exemple appartenant au système de contrôle commande de la centrale solaire.
BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS
La présente invention sera mieux comprise à la lecture de la description d'exemples de réalisation donnés, à titre purement indicatif et nullement limitatif, en faisant référence aux dessins annexés sur lesquels :
- la figure 1 sert à illustrer un dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal selon un mode de réalisation de la présente invention ;
- la figure 2A sert à illustrer un traqueur solaire mono-axe associé à un miroir tel que prévu dans un exemple de réalisation d'un dispositif de mesure de DNI selon l'invention ;
- la figure 2B sert à illustrer un traqueur solaire bi-axes tel que prévu dans un exemple de réalisation d'un dispositif de mesure de DNI selon l'invention ;
- la figure 3 sert à illustrer des sections de chauffe d'une centrale solaire à concentration susceptible d'intégrer un dispositif de mesure de DNI tel que mis en œuvre suivant l'invention ;
- la figure 4 sert à illustrer un schéma de principe d'une centrale solaire munie d'un dispositif de mesure de DNI suivant un mode de réalisation de la présente invention ;
- les figures 5A-5B servent à illustrer un schéma de principe d'une centrale solaire à concentration avec un système de mesure de DNI doté d'une pluralité de capteurs photosensibles associés respectivement à une pluralité de zones élémentaires de récepteur(s) prévus pour acheminer un fluide caloporteur ; - la figure 6 sert à illustrer un procédé de commande de centrale solaire mis en œuvre à l'aide de mesures effectuées au moyen d'au moins un dispositif de mesure de DNI tel que mis en œuvre suivant l'invention ;
Des parties identiques, similaires ou équivalentes des différentes figures portent les mêmes références numériques de façon à faciliter le passage d'une figure à l'autre.
Les différentes parties représentées sur les figures ne le sont pas nécessairement selon une échelle uniforme, pour rendre les figures plus lisibles.
EXPOSÉ DÉTAILLÉ DE MODES DE RÉALISATION PARTICULIERS
On se réfère à présent à la figure 1 qui illustre de manière schématique un dispositif pour réaliser une mesure d'ensoleillement direct normal (DNI) tel que mis en œuvre suivant un mode de réalisation de la présente invention.
Le dispositif est muni d'au moins un capteur photosensible 2 qui peut être du type de ceux utilisés dans un pyrhéliomètre, par exemple sous forme d'une thermopile, autrement dit un moyen qui convertit un gradient thermique en signal électrique, ou bien un capteur pyroélectrique dans lequel un changement de température entraîne une variation de polarisation électrique. En variante, un capteur photovoltaïque peut être utilisé.
Le capteur 2, et en particulier sa zone sensible 2a, est agencé(e) de sorte à recevoir un rayonnement solaire réfléchi par un miroir 4. On prévoit l'agencement du capteur photosensible 2 par rapport à la voûte céleste et au miroir 4 de sorte à privilégier une détection de rayonnement solaire direct R. De préférence, la zone sensible 2a du capteur est disposée orthogonalement au rayonnement réfléchi par le miroir 4 et incident sur le capteur photosensible 2.
Afin de limiter la détection de rayonnement solaire diffus R', un moyen 3 pour limiter le flux lumineux incident sur le capteur 2 à un angle solide prédéterminé, autrement dit pour limiter le cône d'acceptante du capteur 2 peut être prévu. Dans l'exemple illustré, ce moyen 3 comporte un tube 31 dit « d'acceptance ». En variante, on peut prévoir d'associer le capteur 2 à un collimateur, par exemple formé à l'aide de lames. En éliminant le rayonnement diffus qui peut représenter de l'ordre de 10% d'un rayonnement solaire direct par temps clair et une proportion beaucoup plus importante par temps nuageux, on gagne en précision de mesure de la DNI.
Dans l'exemple de réalisation particulier illustré sur la figure 1, le miroir 4 est un miroir plan également appelé réflecteur linéaire. Dans le présent dispositif de mesure de DNI, ce n'est pas le capteur photosensible 2 qui suit la course du soleil S mais le miroir 4, qui est mobile en rotation et est déplacé en fonction de la position du soleil S de sorte à suivre la course du soleil S. Un mode de réalisation particulier du dispositif de mesure prévoit même un capteur 2 photosensible qui reste fixe, seul le miroir 4 étant mobile. Le capteur photosensible 2 et le miroir 4 sont disposés sur des supports ou éléments distincts. On peut prévoir un agencement dans lequel le support de miroir est une partie fixée au sol servant de support au capteur, le miroir étant mobile et placé sur un élément distinct du capteur photosensible.
Les tailles respectives du miroir 4 et du capteur 2 et/ou leurs positionnements relatifs l'un par rapport à l'autre sont prévu(e)s de sorte que le capteur 2 photosensible ne reçoive un rayonnement n'émanant que d'une portion de la voûte céleste. Par rapport à un dispositif de mesure doté d'un capteur positionné horizontalement et en visée directe de la voûte céleste, le dispositif de mesure de DNI permet de limiter la captation de rayonnement diffus.
Un dispositif de mesure de DNI tel que mis en œuvre suivant l'invention ne nécessite pas un traqueur solaire spécifique associé au capteur 2 photosensible mais utilise plutôt un traqueur solaire associé au miroir 4. Ainsi le dispositif de mesure de DNI peut être intégré à une installation solaire, par exemple une centrale solaire à concentration, déjà munie de miroirs et de traqueurs associés à ces miroirs. Cela présente pour avantage de permettre d'intégrer à moindre coût le système de mesure de DNI à l'installation solaire.
Le traqueur solaire utilisé est doté typiquement d'une structure portante 6 du miroir 4, encore appelée châssis, et de moyens actionneurs 8 permettant de déplacer le miroir 4 et qui sont par exemple pourvus d'un ou plusieurs moteurs et/ou d'un système à vérin. Le traqueur solaire peut être prévu pour réaliser une adaptation de la position du miroir 4 par rapport au soleil S typiquement suivant un seul axe ou bien suivant deux axes.
Selon une possibilité de mise en œuvre, un traqueur solaire du type de celui décrit dans le document « A mirror Tracking Mechanism » de Dehelean, ResearchGate Octobre 2012 peut être employé.
Un exemple particulier de traqueur solaire mono-axe qui peut être associé au miroir 4 est illustré sur la figure 2A. L'orientation du miroir 4 varie dans cet exemple selon un seul axe Al qui est ici un axe transversal sensiblement parallèle au sol autrement dit à un plan [O ;x ;y] d'un repère orthogonal [O ;x ;y ;z] donné sur la figure 2A. Lorsqu'un traqueur solaire mono-axe est employé, on utilise de préférence un collimateur à lames comme moyen pour limiter le cône d'acceptance du capteur 3.
Dans le cas où l'on utilise un traqueur solaire mono-axe, on peut prévoir de disposer le capteur photosensible 2 sur un élément de support mobile. Dans ce cas l'élément de support du capteur 2 est déplaçable indépendamment du miroir 4. En particulier, si le traqueur prévoit un déplacement du miroir 4 selon la composante de hauteur, le capteur 2 peut être déplacé suivant l'azimut tandis que lorsque le traqueur est adapté pour réaliser un déplacement du miroir 4 selon la composante d'azimut, le capteur 2 peut être déplacé suivant la composante de hauteur.
En variante, pour éviter d'avoir un déplacement du capteur photosensible 2, on prévoit les dimensions de la zone réfléchissante du miroir suffisamment importantes pour permettre de maximiser la durée pendant laquelle la zone photosensible 2a est susceptible de recevoir un rayonnement solaire. Lorsqu'on intègre le dispositif de mesure de DNI dans une centrale solaire à concentration on dispose avantageusement de miroirs de taille importante et dont la longueur peut être de l'ordre de plusieurs mètres ou dizaines de mètres, ce qui peut permettre d'éviter de déplacer un capteur photosensible 2 doté d'une zone photosensible de dimension de l'ordre de plusieurs centimètres.
Un autre exemple de traqueur solaire, cette fois selon deux axes, est illustré sur la figure 2B et peut être associé au miroir 4 du dispositif de mesure de DNI. L'orientation du miroir 4 est ici modifiable selon deux degrés de liberté. Un déplacement peut être opéré suivant un premier axe AΊ qui, dans cet exemple est sensiblement parallèle au sol et selon un autre axe A'2 qui, dans cet exemple, est sensiblement orthogonal au sol. Le traqueur peut être pourvu de deux moteurs (non représentés) et permet de combiner un mouvement de rotation d'azimut et un mouvement de rotation d'élévation. Lorsqu'un traqueur solaire à deux axes est employé, on préfère alors utiliser un tube comme moyen pour limiter le cône d'acceptante du capteur 3.
Le traqueur solaire est également typiquement doté d'une unité de commande 10 des moyens actionneurs, l'unité de commande 10 pouvant être configurée pour utiliser des données de trajectoire relatives à une poursuite du soleil et pour fournir au moins un signal de commande aux moyens actionneurs en fonction de ces données de trajectoire.
L'unité de commande 10 peut être adaptée pour réaliser une commande dite en « boucle ouverte » pour lesquelles les données de trajectoire sont utilisées pour actionner le miroir 4 sans employer des données de mesure visant à établir la position du soleil. Les données de trajectoire peuvent être alors établies à partir de l'heure de la journée et de coordonnées GPS du support de miroir 4 et à l'aide de calculs utilisant des données astronomiques de la position du soleil.
L'unité de commande 10 peut être en variante adaptée pour mettre en œuvre une commande en « boucle fermée » c'est-à-dire produire des données de trajectoire se basant sur des données astronomiques de la position du soleil et sur une mesure issue d'un autre capteur 17 qui peut être par exemple celle d'un pyrhéliomètre de référence.
Dans un dispositif de mesure de DNI tel que décrit plus haut, le signal de mesure issu du capteur peut être traité informatiquement afin d'améliorer la précision de mesure et/ou d'effectuer une correction prenant en compte un effet de déformation optique du miroir, en particulier si celui-ci n'est pas un miroir plan.
Dans le cas d'un miroir courbe, on peut avoir recours à un logiciel ou procédé de traitement comportant une technique de calcul de type « lancer de rayon ». Dans le cas d'un dispositif dans lequel le moyen 3 pour limiter le cône d'acceptance du capteur 2 est un collimateur de type lame, on n'a pas nécessairement une incidence du flux normale sur la zone sensible du capteur 2. Dans ce cas, une correction d'effet « cosinus » peut être opérée.
Un ou plusieurs capteurs de référence de type pyrhéliomètre peuvent être également prévus dans le dispositif pour permettre de fournir une mesure de DNI complémentaire et améliorer la précision de mesure.
Un dispositif tel que décrit précédemment peut être par exemple utilisé dans une installation solaire telle qu'un four solaire voire dans une station météorologique.
Le dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI) est particulièrement adapté pour être intégré dans une centrale C solaire à concentration, en particulier de type Fresnel, qui possède déjà des miroirs avec leurs propres traqueurs solaires associés.
Une centrale solaire à concentration C comporte typiquement au moins une structure appelée « section de chauffe » et qui est dotée d'au moins un récepteur, c'est-à-dire une structure comportant un ou plusieurs conduits amenés à transporter un fluide caloporteur.
Sur l'exemple de la figure 3, on peut voir un schéma de principe simplifié d'une partie de la centrale solaire avec plusieurs sections de chauffe en parallèle, la centrale étant ainsi dotée de plusieurs récepteurs 30a, 30b, 30c, 30d connectés en entrée à une alimentation en fluide à l'état liquide. Chaque section de chauffe autonome peut avoir une longueur de l'ordre de plusieurs centaines de mètres de long.
Chaque récepteur 30a, 30b, 30c, 30d est muni d'un ou plusieurs conduits dans lequel circule un fluide caloporteur. Les miroirs 4.1, 4.2 de la centrale solaire sont agencés de sorte à réfléchir les rayons lumineux sur les récepteurs ce qui a pour effet d'échauffer le fluide. Le fluide caloporteur est par exemple une huile thermique, un sel fondu, de l'air, de l'eau. Selon un exemple de réalisation particulier, le fluide caloporteur entre à une température comprise entre 150°C et 300°C et ressort à une température comprise entre 400°C et 500°C. À l'entrée d'un récepteur 30a, le fluide est généralement sous forme liquide et est ensuite susceptible de se vaporiser en circulant dans le ou les conduits et sortir d'un récepteur sous forme de vapeur surchauffée ou saturée.
Le débit dans chaque section de chauffe et donc chaque récepteur 30a, 30b, 30c, 30d peut être ajusté pour maintenir une température de consigne en sortie. Ainsi, chaque récepteur et son ou ses conduits peut être associé à des moyens de régulation de débit adaptés pour réguler un débit de fluide dans ce ou ces conduits. Le réglage de débit peut être réalisé indépendamment d'un récepteur à l'autre. Les moyens de régulation de débit peuvent être dotés de vannes de régulation en particulier couplées à une régulation en pression sur une pompe d'alimentation principale.
Une centrale solaire à concentration de type Fresnel peut être associée à des moyens de conversion thermodynamique qui sont par exemple sous forme d'au moins une turbine T à vapeur en sortie de la section de chauffe. Afin de protéger la turbine de variations incontrôlées de température, il est important de pouvoir détecter des variations de ressource solaire pour un récepteur.
Cette détection est ici assurée à l'aide de mesures de DNI établies à l'aide d'un dispositif tel qu'illustré sur la figure 4 et dans lequel on place un capteur 2 photosensible entre un miroir 4.1 de la centrale C et un récepteur 30a. La centrale C est généralement dotée d'une pluralité de miroirs 4.1, 4.2 chacun monté mobile sur un châssis et associé à un traqueur solaire pour déplacer le miroir et lui permettre de suivre le déplacement du soleil au cours de la journée. On dispose un capteur photosensible 2 de préférence de sorte à recevoir un rayonnement réfléchi en provenance d'un seul miroir, tandis que le récepteur 30a est susceptible de recevoir un rayonnement réfléchi en provenance de plusieurs miroirs. Ainsi, le capteur 2 photosensible est disposé à une distance non-nulle prédéterminée du récepteur 30a afin que ce capteur 2 photosensible ne reçoive pas un rayonnement réfléchi d'un autre miroir que celui qui lui est dédié.
La mesure de DNI effectuée par le biais d'un capteur photosensible 2 renseigne sur le flux solaire amené à irradier une zone du récepteur 30a.
La mesure de DNI permet de détecter l'apparition de voiles nuageux ou de nuages plus épais. On peut également faire la distinction entre un voile nuageux traduit par exemple par une baisse de DNI mesurée et un nuage plus épais traduit par exemple par un DNI nul ou inférieur à un seuil prédéterminé. La mesure de DNI peut donc être utilisée pour évaluer l'opacité réelle d'un nuage au-dessus d'un champ solaire.
En fonction de la mesure de DNI et d'une estimation de la ressource solaire disponible que l'on peut déduire de cette mesure, on peut agir sur certains paramètres de contrôle de la centrale de manière à limiter les variations de la température de sortie d'une section de chauffe. Les paramètres de contrôle sur lesquels on peut agir sont typiquement le taux de focalisation des miroirs et le débit de fluide caloporteur dans un récepteur.
Pour cela, la centrale C est typiquement dotée d'un système de contrôle- commande 50 comprenant une interface homme-machine et d'un ou plusieurs processeurs et/ou d'une ou plusieurs cartes électroniques formées de circuits intégrés et/ou ASIC et/ou circuits logiques et programmables (par exemple de type FPGA, microprocesseur, microcontrôleur). Le système de contrôle commande 50 utilise typiquement un logiciel ou programme de pilotage des miroirs, ainsi qu'un logiciel ou programme de pilotage de circuit fluidique, et en particulier de moyens de régulation de débit associés aux récepteurs des sections de chauffe.
Dans l'exemple de réalisation illustré, une mesure de DNI est transmise (flèche Fl) au système numérique de contrôle commande 50 de la centrale solaire qui, en fonction de la valeur mesurée est apte à modifier (flèche F2) le taux de focalisation des miroirs 4.1, 4.2 afin de moduler le flux solaire réfléchi sur un récepteur 30a. Le système numérique de contrôle commande 50 de la centrale solaire est également susceptible de contrôler le débit (flèche F3) de fluide caloporteur dans le ou les conduits du récepteur 30a. Ainsi, afin de limiter l'impact d'une baisse ou d'une hausse de ressource solaire incidente sur au moins un récepteur 30a, le système de contrôle-commande est configuré pour modifier le taux de focalisation de miroirs sur ce récepteur 30a et/ou pour modifier le débit de fluide dans le ou les conduits du récepteur 30a. Le débit de fluide ou le taux de focalisation peut être ajusté de manière indépendante pour chaque récepteur sans modifier celui des autres récepteurs. Le contrôle-commande 50 est également configuré pour, dans certains cas critiques, déclencher un arrêt de l'installation, ce qui se traduit notamment par un agencement dans lequel les miroirs ne renvoient plus de rayonnement solaire au récepteur 30a.
Lorsqu'un nuage passe sur une installation telle que décrite précédemment, il est susceptible d'impacter plusieurs sections de chauffe au cours du temps. Il s'avère donc utile de pouvoir contrôler la ressource solaire de chaque récepteur.
En effectuant une discrétisation spatiale du dispositif de mesure de la ressource solaire incidente, on a une meilleure connaissance de la ressource solaire disponible. Pour réaliser cette discrétisation, on peut prévoir que chaque récepteur est associé à au moins un capteur photosensible afin de permettre de réaliser au moins une mesure de DNI par récepteur. De préférence, on prévoit plusieurs capteurs photosensibles par récepteur afin de pouvoir effectuer des mesures de DNI sur plusieurs éléments de surface d'un même récepteur.
Un exemple de réalisation d'installation solaire dans laquelle on prévoit un dispositif de mesure de DNI avec plusieurs capteurs photosensibles 2.1,..., 2.20 et en particulier plusieurs capteurs photosensibles par section de chauffe est illustrée sur les figures 5A-5B.
Les capteurs photosensibles 2.1,..., 2.20 sont configurés pour effectuer des mesures de DNI traduisant des variations d'énergie solaire respectivement sur des zones élémentaires C1,...,C20 de plusieurs récepteurs 30a, 30b, 30c, 30d, 30e, chaque capteur 2.1,..., 2.20 étant associé à une zone ou surface élémentaire Ci (avec i un entier compris entre 1 et 20) de récepteur irradiée par un miroir réfléchissant une ressource solaire incidente.
Les capteurs photosensibles 2.1,..., 2.20 peuvent être répartis sur le champ solaire afin d'être capables de caractériser une ressource solaire incidente avec un pas de discrétisation par exemple de l'ordre de 10 m.
Avec un tel dispositif, on peut connaître l'énergie solaire incidente sur des zones ou portions de section de chauffe, ce qui permet de réaliser un ajustement plus fin des paramètres de contrôle de la température de consigne en sortie des récepteurs.
Le contrôle commande de l'installation peut être prévu pour à différents instants enregistrer simultanément la mesure des capteurs photosensibles 2.1, ...,2.20, et pour ajuster les paramètres de contrôle de la température en sortie de l'installation en conséquence soit en modifiant le débit dans un ou plusieurs récepteurs, soit en déclenchant une focalisation ou défocalisation de miroirs.
Lorsque, comme illustré sur la figure 5A, un nuage N passe au-dessus d'une zone donnée Cl située à proximité de l'entrée d'un récepteur 30a, alors l'énergie effectivement collectée diminue. Par « entrée », on entend une zone située à proximité de l'arrivée de fluide caloporteur dans le récepteur 30a. Une mesure de DNI par le biais d'un capteur photosensible 2.1 recevant le rayonnement solaire réfléchi d'un miroir (non représenté) focalisé sur cette zone Cl permet de connaître l'effet de cet ombrage sur la zone Cl, sans avoir à utiliser de capteur température fixé directement sur cette zone qui peut être soumise à des contraintes de dilatations.
Si le nuage N stagne sur la zone donnée Cl du récepteur 30a, la valeur de DNI mesurée par le biais du capteur 2.1 est amenée à baisser. On peut alors ajuster le débit de fluide dans le récepteur 30a, et en particulier le diminuer pour assurer le maintien de la température de sortie des sections de chauffe.
Dans le cas illustré sur la figure 5B, le nuage N apparaît cette fois en sortie du champ solaire au-dessus d'une zone C4 située à proximité de la sortie du récepteur 30a.
Dans ce cas, la connaissance d'une ressource solaire par le biais de mesures de DNI à un instant t peut être insuffisante.
En revanche, en connaissant la cartographie de la ressource incidente sur le champ solaire à un instant t et à un instant t-1, on peut prédire par le biais d'algorithmes de suivi de trajectoire de nuages, la ressource solaire disponible à un instant t+1.
Une instrumentation avec une pluralité de capteurs Cl, ..., C20 photosensibles pour effectuer des mesures de DNI peut donc permettre d'effectuer une prédiction de ressource solaire disponible pour la centrale.
Avec un agencement matriciel de capteurs, on peut détecter à un premier instant t par exemple que seul un capteur photosensible 2.4 est à l'ombre tandis qu'à un deuxième instant t+x, suivant le premier instant, seul un autre capteur photosensible 2.7 est à l'ombre et en déduire une vitesse, une direction, ainsi qu'un sens de déplacement d'un nuage. Cela peut permettre d'aboutir à une prévision du positionnement du nuage à un troisième instant à t+x+y suivant le deuxième instant.
Ainsi, une analyse de l'historique de données de mesure de DNI permet de réaliser une estimation du déplacement de perturbations nuageuses et d'anticiper l'arrivée de perturbations nuageuses.
La figure 5B illustre une autre problématique lorsque par exemple un nuage N se stabilise plusieurs minutes sur une zone C4 en sortie d'une section de chauffe.
Pour assurer une régulation de la température de sortie et compenser les pertes thermiques sur la fin de la section de chauffe créées par le nuage N, on privilégie alors d'agir sur les miroirs en modifiant leur focalisation plutôt que d'agir sur le débit de fluide dans le récepteur 30a. En effet, si l'on agit sur le débit alors que le nuage N quitte la zone C4, la température atteinte en sortie est susceptible de continuer à augmenter.
Par ailleurs, avec un dispositif de mesure de DNI tel que décrit précédemment on peut également établir une distinction entre un simple voile nuageux détecté par exemple par une baisse de DNI et un nuage correspondant par exemple à un DNI mesuré nul.
Pour établir une prédiction de couverture nuageuse et donc de ressource solaire disponible, une unité de traitement informatique dotée d'un module de prédiction utilisant un modèle d'évaluation de trajectoire de nuage établi à partir de mesures de DNI issues des capteurs photosensibles et prises à différents instants peut être prévu. Une telle unité de traitement informatique peut être formée à partir d'un ou plusieurs ordinateurs ou processeurs et/ou faire par exemple partie du système de contrôle commande de la centrale solaire.
Un exemple de procédé de commande d'une centrale utilisant des mesures de DNI d'une pluralité de capteurs photosensibles 2.1,..., 2.20 telle que décrite précédemment est illustré sur la figure 6 par le biais d'un organigramme.
On fait tout d'abord l'acquisition d'une mesure de DNI notée m_i_DNI(t) à un instant t issue d'un capteur photosensible 2.i donné (étape E0).
À l'aide de cette mesure, on met à jour un modèle de calcul d'énergie solaire disponible pour un récepteur que le rayonnement solaire capté par le capteur photosensible 2.i est amené à irradier (étape Eli). Pour cela, on effectue par exemple un calcul de : m_i_DNI(t)*Si* rendement_optique*rendement_thermique, avec Si une zone élémentaire ou un élément de surface élémentaire du récepteur que le capteur photosensible 2.i est amené à irradier. Le rendement optique est le rapport entre la puissance solaire qui impacte le récepteur par rapport à la puissance solaire incidente (m_i_DNI(t)*Si). Le rendement thermique est le ratio entre la puissance thermique collectée par le fluide et la puissance qui impacte le récepteur.
On déduit du modèle d'énergie établi si un ajustement du débit de fluide caloporteur doit être effectué (étape E12).
On peut également associer la mesure m_i_DNI(t) effectuée par le capteur photosensible 2.i à l'instant t à un élément de surface Si d'un récepteur (étape Eli) que le rayonnement solaire capté par le capteur photosensible 2.i est amené à irradier.
On associe également à cette mesure m_i_DNI(t) à une mesure antécédente m_i_DNI(t-dt) effectuée précédemment par le capteur photosensible 2.i. (étape E31), puis on utilise ces données pour calculer un vecteur de déplacement de couverture nuageuse. On déduit alors une estimation de ressource solaire vu par l'élément de surface Si à un instant t+dt (étape E32).
L'agencement matriciel de capteurs peut permettre de reconstituer des contours de nuages sur l'ensemble du champ solaire. Des masses nuageuses seront ainsi identifiées puis suivies. Le traitement effectué peut être global et impliquer l'ensemble des capteurs, ou bien se restreindre à un nombre limité de capteurs parmi l'ensemble de capteurs répartis sur le champ solaire.
On utilise cette estimation et la mesure associée à un élément de surface Si pour mettre à jour un modèle dynamique prédictif susceptible d'être utilisé par le système de contrôle-commande de la centrale (étape E51).
À l'aide de ce modèle dynamique, le système de contrôle commande est susceptible d'agir (étape E52) sur un ou plusieurs paramètres de contrôle en déclenchant par exemple une modification de débit de fluide caloporteur, une focalisation ou défocalisation de miroirs, voire à un arrêt, ce afin de maintenir une consigne en température en sortie des sections de chauffe ou d'assurer un maintien en fonction d'une valeur de consigne d'un autre paramètre opératoire de la centrale. La valeur de consigne peut être par exemple un débit minimal de fluide caloporteur ou une température locale maximale, que l'on souhaite de préférence ne pas dépasser.
Un dispositif de mesure de DNI tel que décrit précédemment peut être également utilisé afin de contrôler l'état et notamment le degré de salissure des miroirs d'une installation solaire. Pour vérifier l'état des miroirs par exemple d'une centrale solaire à concentration, on peut prévoir, outre le dispositif de mesure de DNI décrit précédemment, d'effectuer une mesure complémentaire de DNI servant de référence au moyen par exemple d'un ou plusieurs pyrhéliomètres de référence.
On effectue ce type de mesure de préférence par temps clair afin que la présence de nuage ne perturbe pas la mesure. Un jour de temps clair, autrement dit une absence de nuage, peut être détecté(e) par exemple par le biais d'un dispositif de capture d'image de la voûte céleste tel qu'une caméra très grand angle.
Lorsque l'on compare une mesure m_DNI(t) de DNI effectuée à l'aide d'un dispositif de mesure de DNI tel que décrit précédemment par exemple en lien avec la figure 1 et celle ref_DNI(t) obtenue à l'aide d'un moyen de mesure de référence par exemple de type pyrhéliomètre, plusieurs cas de figures peuvent se présenter.
Si m_DNI(t) est égal ou sensiblement égal à ref_DNI(t) alors on peut déduire que la zone réfléchissante du miroir est propre.
Lorsque m_DNI(t) < ref_DNI(t), la zone réfléchissante du miroir est susceptible de comporter des salissures, ce qui se traduit sur la valeur de la mesure m_DNI(t) ou bien le miroir peut avoir une zone réfléchissante comportant une dégradation irréversible. Une distinction entre un état « sale » et un état « dégradé » du miroir peut être réalisée par exemple si une opération récente de nettoyage a été effectuée récemment sur le miroir. La comparaison des mesures réalisées par le dispositif de mesure de DNI à miroir pivotable et le moyen de mesure de DNI de référence peut être effectuée à l'aide d'une unité de traitement informatique, par exemple appartenant à un système de contrôle commande tel qu'évoqué précédemment, et qui peut être éventuellement la même que celle permettant de réaliser la prédiction de couverture de nuage. Le dispositif de mesure de DNI suivant l'invention peut donc permettre de suivre l'évolution de la réflectivité de miroirs d'une installation solaire ou d'une centrale solaire et être à l'origine du déclenchement d'interventions de nettoyage voire de remplacement de miroirs lorsqu'il s'agit d'une dégradation irréversible par exemple due à une oxydation de la couche réfléchissante.
Dans l'une ou l'autre des installations décrites précédemment, il est possible de prévoir des capteurs photosensibles autonomes en termes d'alimentation et qui produisent eux même l'énergie nécessaire à l'envoi de signaux de mesure de DNI au poste de pilotage de l'installation. De tels signaux de mesure peuvent être d'ailleurs transmis par exemple par onde radio.
Un dispositif de mesure de DNI tel que décrit précédemment peut s'appliquer à d'autres types d'installations que les centrales solaires à concentration de type Fresnel. Un tel dispositif peut être intégré en particulier dans une installation avec des miroirs non-planaires, et par exemple de forme cylindro-parabolique, voire à une centrale à tour munie d'héliostats. Dans le cas d'une centrale à tour, la connaissance de la ressource solaire établie par le biais d'un dispositif de mesure de DNI peut également permettre d'optimiser la stratégie de pointage des héliostats vers la tour. À l'aide de modèles optiques, on peut recalculer, en fonction de la ressource solaire reçue par chaque héliostat, la stratégie de pointage optimale sur le récepteur.

Claims

REVENDICATIONS
1. Dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI) comprenant :
- au moins un premier miroir (4, 4.1, 4.2) destiné à réfléchir un rayonnement solaire direct et disposé sur un premier support (6) mobile,
- au moins un premier capteur photosensible (2, 2.1, ...,2.20) agencé par rapport au premier miroir de sorte à détecter un rayonnement solaire réfléchi par le premier miroir,
- au moins un traqueur solaire adapté pour orienter le premier miroir de sorte que le premier miroir renvoie l'image du soleil dans la direction dudit capteur photosensible, le premier traqueur solaire étant doté de premiers moyens d'actionnement (8) du premier support (6) aptes à déplacer le premier miroir (4, 4.1, 4.2),
- un moyen (3) pour limiter à un angle solide prédéterminé un flux lumineux incident sur ledit premier capteur photosensible.
2. Dispositif selon la revendication 1, dans lequel le capteur photosensible (2) est fixe ou est disposé sur un autre élément de support déplaçable indépendamment dudit premier support.
3. Dispositif selon la revendication 2, dans lequel le capteur photosensible (2) est fixe et dans lequel le traqueur solaire est adapté pour déplacer le premier miroir selon deux axes.
4. Dispositif selon l'une des revendications 1 à 3, dans lequel ledit moyen pour limiter à un angle solide prédéterminé le flux lumineux incident est un tube ou un collimateur tel qu'un collimateur à lames.
5. Utilisation d'un dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI) selon l'une des revendications 1 à 4, pour évaluer le degré de salissure dudit premier miroir et/ou l'état d'une surface réfléchissante dudit premier miroir.
6. Installation solaire dotée d'au moins un dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI) selon l'une des revendications 1 à 4.
7. Centrale solaire à concentration dotée d'au moins un dispositif de mesure d'ensoleillement direct normal (DNI) selon l'une des revendications 1 à 4.
PCT/FR2018/052970 2017-11-28 2018-11-26 Dispositif de mesure de l'ensoleillement direct normal WO2019106266A1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1761286 2017-11-28
FR1761286A FR3074270B1 (fr) 2017-11-28 2017-11-28 Dispositif de mesure de l'ensoleillement direct normal

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019106266A1 true WO2019106266A1 (fr) 2019-06-06

Family

ID=61003224

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/FR2018/052970 WO2019106266A1 (fr) 2017-11-28 2018-11-26 Dispositif de mesure de l'ensoleillement direct normal

Country Status (2)

Country Link
FR (1) FR3074270B1 (fr)
WO (1) WO2019106266A1 (fr)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4063543A (en) * 1976-08-12 1977-12-20 John Henry Hedger Servo tracking apparatus
DE102008008403A1 (de) * 2008-02-09 2009-08-13 Robert Bosch Gmbh Solarkraftwerk mit einer Spiegelnachführung mit Lichtsensoren
EP2204624A1 (fr) * 2007-11-02 2010-07-07 Konica Minolta Opto, Inc. Système de capteurs solaires
US20110220091A1 (en) * 2010-01-20 2011-09-15 Brightsource Industries (Israel), Ltd. Method and apparatus for operating a solar energy system to account for cloud shading
WO2012008432A1 (fr) * 2010-07-12 2012-01-19 Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 Module de génération d'énergie solaire et système de génération d'énergie solaire à concentration de lumière
US20120092491A1 (en) * 2007-10-24 2012-04-19 Esolar, Inc. Calibration and tracking control of heliostats in a central tower receiver solar power plant
US9482583B1 (en) * 2011-10-06 2016-11-01 Esolar, Inc. Automated heliostat reflectivity measurement system
WO2016205612A1 (fr) * 2015-06-19 2016-12-22 Solarreserve Technology, Llc Caractérisation d'héliostat en utilisant la lumière stellaire

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4063543A (en) * 1976-08-12 1977-12-20 John Henry Hedger Servo tracking apparatus
US20120092491A1 (en) * 2007-10-24 2012-04-19 Esolar, Inc. Calibration and tracking control of heliostats in a central tower receiver solar power plant
EP2204624A1 (fr) * 2007-11-02 2010-07-07 Konica Minolta Opto, Inc. Système de capteurs solaires
DE102008008403A1 (de) * 2008-02-09 2009-08-13 Robert Bosch Gmbh Solarkraftwerk mit einer Spiegelnachführung mit Lichtsensoren
US20110220091A1 (en) * 2010-01-20 2011-09-15 Brightsource Industries (Israel), Ltd. Method and apparatus for operating a solar energy system to account for cloud shading
WO2012008432A1 (fr) * 2010-07-12 2012-01-19 Ｊｆｅエンジニアリング株式会社 Module de génération d'énergie solaire et système de génération d'énergie solaire à concentration de lumière
US9482583B1 (en) * 2011-10-06 2016-11-01 Esolar, Inc. Automated heliostat reflectivity measurement system
WO2016205612A1 (fr) * 2015-06-19 2016-12-22 Solarreserve Technology, Llc Caractérisation d'héliostat en utilisant la lumière stellaire

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
DE BLANC ET AL.: "Direct normal irradiance related définitions and applications", SOLAR ENERGY, vol. 110, 2014, pages 561 - 577, XP055478040, DOI: doi:10.1016/j.solener.2014.10.001
DE KUHN ET AL.: "Validation of spatially resolved ail sky imager derived DNI nowcasts", AIP CONFÉRENCE PROCEEDINGS, 2017

Also Published As

Publication number Publication date
FR3074270B1 (fr) 2020-09-18
FR3074270A1 (fr) 2019-05-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP3628939B1 (fr) Procédé de pilotage prédictif de l&#39;orientation d&#39;un suiveur solaire
US20100139644A1 (en) Heliostat calibration
US9170033B2 (en) Method and apparatus for operating a solar energy system to account for cloud shading
US20130239952A1 (en) Methods and systems for operating solar tower systems
US20110317876A1 (en) Optical Control System for Heliostats
FR3026496A1 (fr) Ensemble et procede de detection pour l&#39;identification et le suivi de nuage dans une zone du ciel observee
US20110048403A1 (en) System and method of tracking solar radiation
US20150226461A1 (en) Solar energy collection utilizing heliostats
CN103345261A (zh) 定日镜反射光斑偏差校正方法
CN108225552A (zh) 塔式电站定日镜场聚光能流密度分布测量方法
Ballestrín et al. Simplifying the measurement of high solar irradiance on receivers. Application to solar tower plants
WO2019106267A1 (fr) Centrale solaire dotee d&#39;un dispositif de mesure de l&#39;ensoleillement direct normal
Saldivar-Aguilera et al. Novel closed-loop dual control algorithm for solar trackers of parabolic trough collector systems
WO2019106266A1 (fr) Dispositif de mesure de l&#39;ensoleillement direct normal
EP2896074B1 (fr) Module recepteur solaire pour centrale solaire a concentration photovoltaique (cpv)
EP3671062B1 (fr) Modulation de la puissance générée par une centrale solaire thermique
CN203909628U (zh) 一种反射镜跟踪对准控制装置
EP3394523B1 (fr) Dispositif de mesure de flux réfléchis par un champ solaire muni d&#39;un système à configuration variable par rapport à des photodétecteurs dudit dispositif de mesure
FR3015650A1 (fr) Dispositif de positionnement d&#39;une paroi solaire et systeme de captation de l&#39;energie solaire comprenant un tel dispositif
CN103941755B (zh) 一种反射镜跟踪对准控制装置的工作方法
FR2981737A1 (fr) Systeme de mesure de flux solaire pour recepteur de centrale solaire
WO2013079823A1 (fr) Héliostat à deux miroirs
CN116339394A (zh) 一种倾角与方位角自动对焦的光伏发电方法及装置
Coraggia et al. Optical damage tests on reflecting materials for solar applications using concentrated sunlight
FR3104241A1 (fr) Procede de determination d’un parametre d’efficacite d’un capteur solaire thermique ayant l’enrobe d’une route pour absorbeur

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 18827182

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 18827182

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1