Solutions météorologiques pour les systèmes de monitoring solaire de classe A selon la norme IEC 61724-1

Vous avez peut-être entendu parler de la norme IEC 61724-1 qui vise à promouvoir l'uniformité internationale dans la surveillance des performances des systèmes PV (photovoltaïques). Mais pourquoi a-t-elle été créée, et que signifie-t-elle pour vous ? Dans cet entretien avec le magazine PES (Power & Energy Solutions), Matt Perry, Technical Product Manager pour le groupe des énergies renouvelables, détaille ce que vous devez savoir sur la norme IEC 61724-1 Classe A.

Interview Q&R

Pourquoi les mesures météorologiques sont-elles si importantes pour comprendre les performances des fermes solaires ?

Deux questions fondamentales nécessitent des données météorologiques de qualité pour y répondre : "quelle quantité de rayonnement solaire atteint la surface des modules photovoltaïques" et "quelle quantité de ce rayonnement solaire est convertie en électricité pour une configuration de modules donnée" ?

Il peut sembler trivial de quantifier avec une grande précision et une faible incertitude la quantité de rayonnement solaire qui atteint la surface du module PV étant donné les récents progrès des technologies satellitaires et radiométriques ; cependant, il faut tenir compte de la nature apparemment aléatoire du rayonnement solaire.

L'incertitude associée aux valeurs moyennes mensuelles dérivées de la caractérisation du climat d'un site donné est plus importante qu'on ne le pense généralement. La quantité de rayonnement solaire - ou plus précisément, la quantité de rayonnement solaire disponible - est liée à de nombreux phénomènes complexes tels que l'angle d'incidence, la distribution des composantes diffuses/directes, l'albédo, le contenu spectral et les variations aléatoires comme la couverture nuageuse, la fumée des incendies ou les tempêtes de poussière. La seule façon de déterminer avec précision la quantité de rayonnement solaire qui atteint le module PV est de procéder à des mesures sur place.

Le comportement des modules solaires est, bien sûr, directement lié à la quantité de rayonnement solaire qui atteint le module solaire, mais il dépend également d'autres paramètres météorologiques tels que la température ambiante et le vent. La puissance des modules PV est évaluée dans des conditions d'essai standard, généralement définies comme étant de 1000 W/m², une température de cellule de 25 °C et un spectre AM 1,5. Le courant de court-circuit, la tension de circuit ouvert, la température des cellules et les coefficients de performance de puissance maximale sont tous déterminés dans des conditions contrôlées en laboratoire. Cependant, les modules fonctionnent rarement, voire jamais, dans des conditions STC. La seule façon de prévoir ou de vérifier les performances d'un système PV est de corriger les attentes en matière de production d'énergie en fonction des conditions météorologiques.

Par conséquent, pour que les analystes ou les exploitants de réseaux/usines puissent produire des analyses de performance ou des vérifications au sol des données satellitaires avec une grande confiance, ils s'appuient sur des données mesurées sur place pour les intégrer dans leur exercice de modélisation PV respectif.

Qu'est-ce que la norme IEC 61724-1 et pourquoi a-t-elle été créée ?

La norme IEC 61724-1 est la deuxième révision d'une directive établie pour promouvoir l'uniformité internationale dans la surveillance des performances des systèmes PV. La version entièrement révisée et mise à jour introduit une classification des systèmes de monitoring, qui spécifie les paramètres de mesure et les exigences en matière de capteurs, en fonction de la taille du projet PV ou des objectifs de surveillance. La norme révisée pourrait être la première à présenter des méthodologies normalisées pour effectuer des mesures d'encrassement et calculer des indices de performance ou de perte d'encrassement.

Quel a été l'impact de la publication de la norme IEC 61724-1 sur l'industrie ?

De mon point de vue d'ingénieur de station météorologique et de systèmes de surveillance des performances, je suis surpris de la rapidité avec laquelle la norme a été adoptée. Je pense que ce niveau d'adoption témoigne de la nécessité pour l'industrie de disposer de méthodes uniformes de meilleures pratiques, pour évaluer la performance des systèmes photovoltaïques. Les impacts les plus importants que nous constatons sont l'adoption de mesures de perte d'encrassement comme composant standard des stations météorologiques, une augmentation du nombre et de la qualité des capteurs de température installés à l'arrière des modules et l'ajout de la ventilation et du chauffage sur les pyranomètres.

En outre, nous prévoyons que l'entretien de la station météorologique fera l'objet d'une plus grande attention afin de maintenir la désignation de classe A, qui exige un calendrier de contrôles de haute qualité.

Il est intéressant de noter que la mise en œuvre de cette norme ne s'est pas limitée aux installations photovoltaïques. L'encrassement, la ventilation et une attention plus critique à l'entretien sont désormais des paramètres courants sur la station météorologique d'évaluation des ressources solaires d'aujourd'hui. La norme nous a poussés à innover et à étendre les capacités de la station météorologique commune avec plus d'outils intégrés conçus spécifiquement pour maintenir la qualité de classe A.

La station standard d'évaluation des ressources solaires d'aujourd'hui, qui existait déjà il y a un an, produit des ensembles de données de très haute qualité et expoitables

Quelles sont les considérations les plus importantes lors du déploiement et de la mise en service de ces systèmes ? Quels sont les éléments qui dépassent les spécifications et qui doivent être pris en compte ?

Souvent, les stations météorologiques et de surveillance ne sont qu'une réflexion après coup : la dernière partie qui doit être cochée sur la liste avant que le site puisse être mis en exploitation. Mais lorsque la qualité de la classe A est critique, il y a plusieurs paramètres et considérations à garder à l'esprit. La norme IEC 61724-1 simplifie ce processus en classant les objectifs du projet et les exigences en matière de précision des données avec les paramètres de mesure et les exigences en matière de capteurs, mais les considérations dépassent le cadre de la norme.

Chez Campbell Scientific, nous proposons un cours de formation qui fournit une base détaillée des meilleures pratiques pour les stations météorologiques et de monitoring solaires. Des détails tels que le choix optimal du site et des instruments, qui peuvent être très complexes, doivent être pris en compte ainsi que des questions telles que les centrales d'acquisition de données et les communications. Cela étant dit, plusieurs considérations sont tout aussi importantes, mais ne reçoivent souvent pas l'attention qu'elles méritent - laissant la porte ouverte à d'éventuelles insuffisances de données.

La mise à la terre, le blindage adéquat et le choix des câbles sont des aspects critiques nécessaires pour protéger les instruments et maintenir la fiabilité des signaux des capteurs. Toutes ces considérations peuvent être facilement prises en compte en travaillant avec un fournisseur d'instruments expérimenté. Cela étant dit, les oublis que nous constatons le plus souvent dans la pratique sont le manque d'attention au nettoyage et à l'entretien (en particulier un manque de réétalonnage des capteurs et des centrales de mesure), la tenue de registres et l'examen cohérent des données pour minimiser les mauvaises données et éliminer rapidement les problèmes. La mise en place de ces pratiques permet alors, avec une relative facilité, d'assurer et de contrôler systématiquement la qualité des données - une dernière étape pour identifier et corriger les problèmes et garantir la qualité des données.

Quelles sont les plus grandes erreurs que vous voyez dans le monitoring ?

Dans la réponse précédente, j'ai mentionné plusieurs domaines qui, s'ils ne sont pas correctement traités, conduiront à des ensembles de données de moindre qualité, mais peut-être qu'une erreur courante observée dans la surveillance serait le manque de redondance, en particulier dans le plan d'irradiation des réseaux sur les sites des trackers à axe unique et dans les mesures de température à l'arrière des modules.

Même avec la fiabilité exceptionnelle des trackers modernes à axe unique, il n'est pas rare de voir un alignement moins que parfait d'une rangée à l'autre. Le fait de se fier à un seul pyranomètre monté sur le tube de rotation d'un seul tracker, pour la mesure du plan d'irradiation d'un réseau comme étant représentatif d'un site entier avec de nombreux mégawatts de PV, va à l'encontre de l'assurance qualité la plus élémentaire, de la méthodologie de contrôle qualité et ajoute une incertitude significative à l'évaluation de la production d'énergie prévue.

En ce qui concerne la température à l'arrière du module, il est courant de voir des gradients de température supérieurs à 5 °C même à travers un seul module, et encore moins une chaîne ou un réseau entier. La tension de sortie d'un module, et donc sa puissance de sortie, est largement influencée par la température. Par exemple, la puissance de sortie calculée entre deux modules identiques avec une différence de température de 5 °C peut être importante, de 5 à 10 W. Il est donc important d'utiliser suffisamment de capteurs de température pour obtenir une température moyenne raisonnable du module à un moment donné.

C'est l'un des avantages de la norme IEC 61724-1. Pour tenter d'éliminer cette erreur, elle donne des indications sur la relation entre la taille du système et le nombre minimum de pyranomètres et de capteurs à l'arrière du module nécessaires pour obtenir des précisions de classe A.

Selon vous, quel est l'avenir de la surveillance dans l'industrie solaire ?

Je m'attends à ce que la tendance à l'amélioration de la qualité des données se poursuive, grâce à des normes comme la IEC 61724-1 et la prochaine norme ISO 9060. Je suis enthousiasmé par toutes les nouvelles technologies de mesure et de remise à neuf qui arrivent à des coûts bien inférieurs à ceux d'il y a quelques années seulement.

Pour n'en citer que quelques-uns, dans un avenir proche, je m'attends à voir de nouvelles techniques de mesure et d'analyse de l'encrassement, une production plus répartie ou des sites de micro-réseau utilisant une caméra tout ciel combinée à la gestion du système, et davantage de mesures spectrales à mesure que les développeurs de modules PV développent des moyens d'utiliser ces données.

Qu'est-ce qui vous plaît le plus dans ce secteur ?

Je travaille dans le domaine du photovoltaïque depuis 2008, pas aussi longtemps que beaucoup de mes collègues, mais assez longtemps pour avoir une bonne idée de la situation du secteur. Certains disent que l'âge d'or est passé, que le photovoltaïque n'est plus qu'une grande entreprise, mais je ne suis pas d'accord. C'est peut-être parce que je travaille dans une entreprise dont les racines sont dans la recherche que je suis capable de rester ancré dans la science pure et la recherche, tout en travaillant en étroite collaboration avec l'industrie.

Mais je vois encore des gens, tant dans la science que dans l'industrie, qui consacrent leur travail à faire une différence dans le monde, et c'est ce que j'apprécie le plus, cette camaraderie avec ma communauté, la fabrication de meilleurs capteurs et enregistreurs de données, la recherche de données de plus grande valeur, la rationalisation des coûts et de la mise en œuvre.

Références : Ce contenu a été publié à l'origine dans le numéro 33, 2018, de PES (Power & Energy Solutions) Solar, et a été réimprimé avec la permission de l'auteur.  Voir l'article original.

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