Solutions météorologiques pour les systèmes de surveillance solaire de classe A CEI 61724-1

Peut-être avez-vous entendu parler de la norme IEC 61724-1 visant à promouvoir l’uniformité internationale dans le suivi du rendement des systèmes photovoltaïques (PV). Pourquoi cette norme a-t-elle été établie, et que signifie-t-elle pour vous? Dans cette entrevue avec PES (Power & Energy Solutions), Matt Perry, gestionnaire des produits techniques pour le Groupe des énergies renouvelables, décrit en détail ce que vous devriez savoir au sujet de la norme IEC 61724-1 (classe A).

Entrevue - Q&R

Pourquoi les mesures des conditions météorologiques sont-elles si importantes pour comprendre le rendement des parcs solaires?

Il y a deux questions fondamentales qui nécessitent des données météorologiques de qualité pour y répondre: 'Quelle quantité de rayonnement solaire atteint la surface des modules PV?' et 'Quelle quantité de ce rayonnement est convertie en électricité pour une configuration de module donnée'?

En raison des percées récentes dans les technologies satellite et radiométriques, il peut sembler anodin de vouloir établir, avec un degré élevé de précision et une incertitude faible, la quantité de rayonnement solaire qui atteint la surface des modules PV. Cependant, il faut tenir compte de la nature apparemment aléatoire du rayonnement solaire.

L’incertitude liée aux valeurs moyennes mensuelles dérivées de la caractérisation du climat d’un site donné est plus importante qu’on ne le suppose généralement. La quantité de rayonnement solaire ou, plus précisément, de rayonnement solaire disponible, relève de nombreux phénomènes complexes, notamment l’angle d’incidence, la distribution diffuse/directe des composants, l’albédo, le contenu spectral et les variations aléatoires, par exemple la couverture nuageuse, la fumée produite par les feux, ou les tempêtes de poussière. La seule façon d’établir avec précision la quantité de rayonnement solaire qui atteint les modules PV est d’effectuer des mesures sur place.

Le comportement des modules solaires est, bien entendu, directement lié à la quantité de rayonnement solaire qui atteint un module, mais il dépend aussi d’autres paramètres météorologiques, comme la température ambiante et le vent. Le rendement de puissance des modules PV est évalué dans des conditions d’essai normalisées généralement définies comme suit : 1000 W/m², 25 °C et spectre solaire AM 1.5. Le courant de court-circuit, la tension de circuit ouvert, la température des cellules et les coefficients de rendement de puissance maximale sont tous habituellement déterminés dans des laboratoires contrôlés. Cependant, les modules fonctionnent rarement, voire jamais, dans des conditions d’essai normalisées. La seule façon de prédire ou de vérifier le rendement d’un système PV est de corriger les attentes en matière de production d’électricité en fonction des conditions météorologiques.

Par conséquent, les analystes ou exploitants de réseaux/centrales qui doivent mener une analyse du rendement avec un niveau élevé de confiance ou réaliser des validations sur le terrain de données satellites s’en remettent aux données mesurées sur place qu’ils intègreront à leur exercice de modélisation PV respectif.

En quoi consiste la norme IEC 61724-1, et pourquoi a-t-elle été établie?

La norme IEC 61724-1 est la seconde révision d’une ligne directrice établie en vue de promouvoir l’uniformité internationale dans le suivi du rendement des systèmes PV. La version entièrement révisée et mise à jour intègre une classification des systèmes de surveillance qui précise les paramètres de mesure et les besoins en termes de capteurs, selon la taille du projet PV ou les objectifs en matière de suivi. La norme révisée est peut-être la première à présenter des méthodologies de mesure de l’encrassement et de calcul des indices d’interruption en cas d’encrassement.

Quelle incidence la publication de la norme IEC 61724-1 a-t-elle eue sur l’industrie?

De mon point de vue en tant qu’ingénieur de station météorologique et de systèmes de suivi du rendement, je m’étonne de la vitesse à laquelle la norme a été adoptée. Cela témoigne du besoin de l’industrie de se doter de méthodologies fondées sur des pratiques exemplaires pour évaluer le rendement des systèmes de PV. Les plus importantes répercussions que nous constatons sont : l’adoption de mesures relatives aux interruptions en cas d’encrassement en tant qu’élément normalisé des stations météorologiques, une hausse du nombre et de la qualité des capteurs de température installés à l’arrière des modules, et l’ajout d’unités de ventilation et de chauffage sur les pyranomètres.

De plus, nous prévoyons qu’une attention accrue sera accordée à l’entretien des stations météorologiques afin de maintenir la désignation de classe A, qui exige un calendrier de vérifications de grande qualité.

Fait intéressant, la mise en œuvre de cette norme ne s’est pas limitée aux centrales PV. L’encrassement, la ventilation et une attention plus importante à l’entretien sont maintenant des paramètres courants dans les stations météorologiques d’évaluation des ressources solaires d’aujourd’hui. La norme nous a poussés à innover et à développer les capacités des stations météorologiques en y ajoutant davantage d’outils intégrés conçus spécialement pour maintenir la classe de qualité A.

Les stations météorologiques d’évaluation des ressources solaires d’aujourd’hui, même celles d’il y a un an, produisent des ensembles de données de qualité et de grande valeur.

Quels sont les facteurs les plus importants à considérer au moment de déployer et de mettre en service ces systèmes? Quels sont les éléments qui devraient être pris en compte au-delà des spécifications?

Souvent, les stations météorologiques et les postes de surveillance sont une réflexion après coup, le dernier point à rayer de la liste avant la mise en ligne du site. Or, lorsque le maintien de la qualité de classe A est essentiel, il y a plusieurs paramètres et facteurs à garder à l’esprit. La norme IEC 61724-1 simplifie ce processus en classant les buts du projet et les exigences en matière de précision des données en fonction des paramètres de mesure et les besoins en termes de capteurs, mais ces facteurs vont au-delà de la portée de la norme.

Chez Campbell Scientific, nous offrons un cours de formation qui présente, de façon détaillée, les bases des pratiques exemplaires relatives aux stations météorologiques et aux postes de surveillance des parcs solaires. Certains détails, dont la sélection optimale du site et des instruments – choix qui peut s’avérer fort complexe – devraient être pris en compte, de même que certains enjeux, comme les enregistreurs de données et les communications. Cela dit, plusieurs autres facteurs sont tout aussi importants, mais ne bénéficient souvent pas de l’attention qu’ils méritent, ce qui ouvre la porte à d’éventuelles insuffisances sur le plan des données.

La mise à la terre, un blindage adéquat et la sélection appropriée des câbles sont des aspects essentiels pour protéger les instruments et assurer la propreté des signaux des capteurs. Tous ces facteurs peuvent être aisément atténués en collaborant avec un fournisseur d’instruments expérimenté. Cela dit, les oublis les plus fréquemment observés dans la pratique sont le manque d’attention en matière de nettoyage et de maintenance (particulièrement, un manque de ré-étalonnage des capteurs et des enregistreurs de données), la tenue de dossiers et la revue cohérente des données afin de minimiser les données erronées et d’éliminer rapidement les problèmes. La mise en place de telles pratiques permet, avec une aisance relative, l’assurance et le contrôle systématiques de la qualité des données – l’étape ultime dans la détermination et la correction des problèmes et pour l’assurance de la qualité des données.

Quelles sont les plus grandes erreurs commises dans le suivi du rendement?

Dans ma réponse précédente, j’ai mentionné plusieurs éléments qui, à défaut de mesures d’atténuation appropriées, entraîneront des données de plus faible qualité. Or, l’une des erreurs parmi les plus courantes dans la surveillance est le manque de redondance, notamment en ce qui a trait à l’irradiation sur le plan du générateur dans le cas des suiveurs à un axe, ainsi qu’aux mesures de la température à l’arrière du module.

En dépit de la fiabilité exceptionnelle des suiveurs à un axe, il n’est pas rare d’observer un alignement qui est loin d’être parfait d’une rangée à une autre. Le recours à un seul pyranomètre monté sur le tube de couple d’un suiveur à un axe pour la mesure de l’irradiation sur le plan du générateur, en tant que donnée représentative de l’ensemble d’un site de plusieurs mégawatts d’énergie PV, va à l’encontre des méthodologies les plus élémentaires d’assurance et de contrôle de la qualité et ajoute un degré élevé d’incertitude dans l’évaluation de la production d’énergie attendue.

Pour ce qui est de la température à l’arrière du module, il est courant d’observer des gradients thermiques supérieurs à 5 °C, même à l’échelle d’un seul module, bien que cela soit beaucoup moins prononcé sur un train de capteurs ou sur un champ de générateurs. La tension (puissance) de sortie d’un module est grandement affectée par la température. Par exemple, la différence de puissance de sortie calculée entre deux modules identiques présentant une différence de température de 5 °C peut être importante, soit de l’ordre de 5 à 10 W. Par conséquent, il est important d’utiliser suffisamment de capteurs de température pour obtenir une température de module moyenne raisonnable à tout moment.

Voilà l’un des avantages de la norme IEC 61724-1. Pour aider à éliminer cette erreur, elle donne des indications sur la relation entre la taille du système et le nombre minimal de pyranomètres et de capteurs à l’arrière du module nécessaire pour assurer le degré de précision de la classe A.

Comment entrevoyez-vous l’avenir de la surveillance dans l’industrie solaire?

Je m’attends à ce que la tendance aux données de meilleure qualité se maintienne, avec l’appui de normes, dont la norme IEC 61724-1 et la prochaine norme ISO 9060. Je suis enthousiasmé par toutes les nouvelles technologies de mesure (ainsi que par les technologies réhabilitées) qui arrivent sur le marché à des coûts bien moindres qu’il y a seulement quelques années.

Par exemple, dans un avenir rapproché, je m’attends à voir apparaître de nouvelles techniques de mesure et d’analyse de l’encrassement, une production d’énergie mieux répartie ou des microréseaux utilisant un appareil-photo à ultra-grand-angulaire doublé d’un outil de gestion du système, ainsi que des mesures plus spectrales, à mesure que les concepteurs de modules PV développent des façons d’utiliser ces données.

Qu’appréciez-vous le plus de votre travail au sein de cette industrie?

Je travaille dans le domaine des systèmes PV depuis 2008. Pas depuis aussi longtemps que certains de mes collègues, mais assez pour avoir une bonne idée de la situation de l’industrie. Selon certains, l’« âge d’or » du secteur est révolu; il ne profite aujourd’hui qu’aux grandes entreprises. Je ne suis pas d’accord. C’est peut-être parce je travaille pour une entreprise qui trouve ses origines dans la recherche que je suis capable de rester ancré dans la recherche et les sciences pures tout en continuant de collaborer de près avec l’industrie.

Or, je continue de voir, tant dans le milieu scientifique que dans le secteur industriel, des personnes qui font leur travail dans l’optique de contribuer à un monde meilleur, et c’est ce que j’apprécie le plus – cette camaraderie que j’aime au sein de ma communauté : fabriquer des capteurs et des enregistreurs de données de meilleure qualité, travailler en vue d’obtenir des données de plus grande valeur, simplifier les coûts et la mise en œuvre.

Mentions : Ce contenu a été publié dans la revue Solar de PES (Power & Energy Solutions), numéro 33 (2018), et a été réimprimé sous autorisation. Lire l’article d’origine.

Si vous avez des questions ou des commentaires au sujet de la norme IEC 61724-1, soumettez-les ci-dessous.