ISO 24194:2022
(Main)Solar energy — Collector fields — Check of performance
Solar energy — Collector fields — Check of performance
This document specifies two procedures to check the performance of solar thermal collector fields. This document is applicable to glazed flat plate collectors, evacuated tube collectors and/or tracking, concentrating collectors used as collectors in fields. The check can be done on the thermal power output of the collector field and also be on the daily yield of the collector field. The document specifies for the two procedures how to compare a measured output with a calculated one. The document applies for all sizes of collector fields.
Energie solaire — Champs de capteurs — Vérification de la performance
Le présent document spécifie deux procédures de vérification de la performance des champs de capteurs thermiques solaires. Le présent document est applicable aux capteurs plans vitrés, aux capteurs à tubes sous vide et/ou aux capteurs suiveurs à concentration utilisés comme capteurs dans les champs. La vérification peut porter sur la puissance thermique de sortie du champ de capteurs et peut également porter sur le rendement journalier du champ de capteurs. Le présent document spécifie pour les deux procédures comment comparer une puissance mesurée avec une puissance calculée. Le présent document s'applique aux champs de capteurs de toutes tailles.
General Information
Relations
Standards Content (Sample)
INTERNATIONAL ISO
STANDARD 24194
First edition
2022-05
Solar energy — Collector fields —
Check of performance
Energie solaire — Champs de capteurs — Vérification de la
performance
Reference number
© ISO 2022
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Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .iv
Introduction .v
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 1
4 Symbols . 1
5 Procedure for checking the power performance of solar thermal collector fields .5
5.1 Stating an estimate for the thermal power output of a collector field . 5
5.2 Calculating power output. 5
5.2.1 General . 5
5.2.2 Non-concentrating collectors — Formula (1) . 6
5.2.3 Non- or low-focussing collectors — Formula (2) . 7
5.2.4 Focussing collectors with high concentration ratio — Formula (3) . 7
5.3 Stating a performance estimate . 7
5.4 Restrictions on operating conditions . 7
5.5 Shadows . 8
5.5.1 Shadows on fixed collectors in rows . 8
5.5.2 Shadows on one-axis tracking collectors in row . 9
5.6 Collector incidence angle . 11
5.7 Example of setting up an equation for calculating performance estimate. 11
5.8 Determination of potential valid periods .12
5.9 Checking collector field power performance .12
6 Procedure for checking the daily yield of solar thermal collector fields .14
6.1 Stating an estimate for the daily yield of a collector field . 14
6.2 Calculating daily energy yield . . 14
6.2.1 General . 14
6.2.2 Non-tracking and non-concentrating collectors — Formula (20) .15
6.3 Stating a performance estimate . 15
6.4 Restrictions on operating conditions . 16
6.5 Shadows . 16
6.6 Collector incidence angle . 16
6.7 Example of setting up an equation for calculating performance estimate. 16
6.8 Determination of potential valid periods . 17
6.9 Checking collector field daily yield performance . 18
7 Measurements needed.18
7.1 General . 18
7.2 Requirements on measurements and sensors . 20
7.2.1 Accuracy . 20
7.2.2 Time . 21
7.2.3 Solar radiation measurement . 22
7.2.4 Temperature measurements . 23
7.2.5 Flow rate measurement . 24
7.2.6 Power measurement/calculation . 24
7.2.7 Measurement of wind speed . 24
7.3 Valid data records . 24
Annex A (informative) Recommended reporting format — Power method .26
Annex B (informative) Recommended reporting format — Daily yield method.29
Bibliography .30
iii
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out
through ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical
committee has been established has the right to be represented on that committee. International
organizations, governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work.
ISO collaborates closely with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of
electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are
described in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the
different types of ISO documents should be noted. This document was drafted in accordance with the
editorial rules of the ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
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on the ISO list of patent declarations received (see www.iso.org/patents).
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constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and
expressions related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to
the World Trade Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT), see
www.iso.org/iso/foreword.html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 180, Solar energy, Subcommittee SC 4,
Systems - Thermal performance, reliability and durability, in collaboration with the European Committee
for Standardization (CEN) Technical Committee CEN/TC 312, Thermal solar systems and components, in
accordance with the Agreement on technical cooperation between ISO and CEN (Vienna Agreement).
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www.iso.org/members.html.
iv
Introduction
This document specifies procedures for checking the performance of solar thermal collector fields.
Measured performance is compared with calculated performance - and conditions for conformity are
given.
Three levels for accuracy in the checking can be chosen:
— Level I - giving possibility for giving a very accurate estimate (with low safety retention, e.g.
f = 0,95) - but with requirements for use of expensive measurement equipment.
safe
— Level II/III - allowing for a less accurate estimate (with higher safety retention, e.g. f = 0,90) - but
safe
possibility to use less expensive measurement equipment.
v
INTERNATIONAL STANDARD ISO 24194:2022(E)
Solar energy — Collector fields — Check of performance
1 Scope
This document specifies two procedures to check the performance of solar thermal collector fields.
This document is applicable to glazed flat plate collectors, evacuated tube collectors and/or tracking,
concentrating collectors used as collectors in fields.
The check can be done on the thermal power output of the collector field and also be on the daily yield
of the collector field.
The document specifies for the two procedures how to compare a measured output with a calculated
one.
The document applies for all sizes of collector fields.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content
constitutes requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For
undated references, the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 9060, Solar energy — Specification and classification of instruments for measuring hemispherical solar
and direct solar radiation
ISO 9488, Solar energy — Vocabulary
ISO 9806, Solar energy — Solar thermal collectors — Test methods
3 Terms and definitions
For the purposes of this document, the terms and definitions given in ISO 9488 and the following apply.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/
3.1
transversal plane
plane defined by the normal to the plane of the collector and the line orthogonal to the concentrator
axis, or the shortest symmetry line for flat biaxial geometries
4 Symbols
A Gross area of collector as defined in ISO 9488 m
G
A Gross area of collector field m
GF
2·
a Heat loss coefficient at (ϑ − ϑ ) = 0 W/(m K)
1,ΔQ m a
2· 2
T Temperature dependence of the heat loss coefficient W/(m K )
ΔQ
3·
v Wind speed dependence of the heat loss coefficient J/(m K)
ΔQ
T Sky temperature dependence of the heat loss coefficient —
s
2·
a Effective thermal capacity. In some literature and data sheets denoted J/(m K)
C . Note that C unit is kJ/m K.
eff eff
v Wind speed dependence of the zero-loss efficiency s/m
2· 4
v Wind speed dependence of IR radiation exchange W/(m K )
IR
2· 4
a Radiation losses dependence W/(m K )
b Collector efficiency coefficient (wind dependence) s/m
u
C Effective thermal capacity of collector J/K
C Geometric concentration ratio —
R
·
c Specific heat capacity of heat transfer fluid J/(kg K)
f
·
c Specific heat capacity of heat transfer fluid at the collector inlet J/(kg K)
f,i
·
c Specific heat capacity of heat transfer fluid at the collector outlet J/(kg K)
f,e
I Solar radiation received per unit area by a surface that is always held W/m
DN
perpendicular (or normal) to the rays that come in a straight line
from the direction of the sun at its current position
I Longwave irradiance (λ > 3 μm) W/m
L
f Safety factor taking into account heat losses from pipes etc. in the -
P
collector loop.
f Safety factor taking into account measurement uncertainty. -
U
f Safety factor for other uncertainties e.g. related to non-ideal conditions -
O
such as non-ideal flow distribution and unforeseen heat losses - and
uncertainties in the model/procedure itself.
f Mathematical product based on the individual safety factors f , f , f -
safe P U O
f Shading factor -
sh
D Gap in between adjacent collectors m
G Hemispherical solar irradiance on the plane of collector W/m
hem
G Direct solar irradiance (beam irradiance) on the plane of collector W/m
b
G Diffuse solar irradiance on the plane of collector W/m
d
G Total daily irradiation sum on collector plane without shadow kWh/m
hem,tot
h Solar altitude angle. sin h = cos θ °
Z
h Minimum solar altitude angle °
min
H Height of the shaded area m
sh
K (θ ,θ ) Incidence angle modifier for hemispherical solar radiation —
hem L T
K (θ ,θ ) Incidence angle modifier for direct solar irradiance —
b L T
K Incidence angle modifier in the longitudinal plane —
θL
K Incidence angle modifier in the transversal plane —
θT
K Incidence angle modifier for diffuse solar radiation —
d
K Daily average incidence angle modifier for hemispherical solar radiation —
hem,av
L Length of a collector m
L Overall Length of the pipe system without collectors m
pipe
L Length of the shaded area m
sh
m
Mass flow rate of heat transfer fluid kg/s
N Number of collectors in a row -
c
Coordinate of the point C on the X-axis (C is the point that would reach -
P the shadow formed by the top of the sun facing side of a collector row
X
if it were unobstructed)
P Coordinate of the point C on the y-axis -
Y
W
Q Measured power output
measured
W
Q Estimated power output
estimate
Q Daily capacity heat losses of solar thermal system J
cap,d
Q Daily yield estimation of solar thermal system J
estimate-sys,d
Q̇Daily average gross power output collector field W
estimate-col,d
Q Daily yield measurement of the heat meter J
HM,d
Q̇Daily average heat losses of piping W
pipe,d
q Empirical specific heat loses per m pipe W/m
l-pipe
S Spacing center to center in between adjacent rows m
T Absolute temperature K
t Time s
t Time start of measurement s
s
t Time end of measurement s
e
u Surrounding air speed (wind speed) m/s
u' Reduced surrounding air speed u' = u - 3 m/s m/s
V Fluid capacity of the collector m
f
Volumetric flow rate m /s
V
m /s
V Volumetric flow rate at the outlet of the solar collector
e
m /s
V Volumetric flow rate at the inlet of the solar collector
i
V Volume of the pipe system without collectors l
pipe
w Width of a collector m
Δt Time interval s
ΔT Temperature difference between fluid outlet and inlet (ϑ - ϑ ) K
e i
β Slope (or tilt), the angle between the plane of the collector and the
horizontal.
Note: For collectors rotating around a North-South axis, β is positive
in the morning when facing eastwards - and negative in the afternoon
when facing westwards
γ Surface azimuth angle, the deviation of the projection on horizontal °
plane of the normal to the surface from the local meridian, with zero
due south, east negative and west positive
γ Solar azimuth angle, the angular displacement from south of the °
s
projection of beam radiation on the horizontal plan, east negative
and west positive
δ Declination, the angular position of the sun at solar noon with respect °
to the plane of the equator, north positive.
ϕ Latitude, the angular location north or south of the equator, north °
positive
η Collector efficiency based on beam irradiance G —
b b
η Collector efficiency based on hemispherical irradiance G —
hem hem
η Peak collector efficiency (η at ϑ − ϑ = 0 K) based on beam irra- —
0,b b m a
diance G
b
η Peak collector efficiency (η at ϑ − ϑ = 0 K) based on hemi- —
0,hem 0,hem m a
spherical irradiance G
hem
η Collector efficiency, with reference to mass flow m —
hem,m i
i
ω Hour angle, the angular displacement of the sun east or west of the °
local meridian due to rotation of the earth on its axis at 15° per hour;
morning negative, afternoon positive
θ Angle of incidence °
θ Longitudinal angle of incidence: angle between the normal to the °
L
plane of the collector and incident sunbeam projected into the lon-
gitudinal plane
θ Transversal angle of incidence: angle between the normal to the plane °
T
of the collector and incident sunbeam projected into the transversal
plane
θ Zenith angle, the angle between the vertical and the line to the sun, °
Z
that is, the angle of incidence of beam radiation on a horizontal sur-
face. cos θ = sin h
Z
ϑ Ambient air temperature °C
a
ϑ Measured ambient air temperature °C
am
ϑ Ambient air temperature for the standard stagnation temperature °C
as
ϑ Collector outlet temperature °C
e
ϑ Collector inlet temperature °C
i
ϑ Mean temperature of heat transfer fluid in collector loop °C
m
ϑ Maximum operating temperature °C
max_op
ρ Density of heat transfer fluid at collector inlet temperature kg/m
i
ρ Density of heat transfer fluid at heat exchanger inlet temperature kg/m
i,sec
2· 4
σ Stefan-Boltzmann constant W/(m K )
5 Procedure for checking the power performance of solar thermal collector
fields
5.1 Stating an estimate for the thermal power output of a collector field
The estimated power output of the collector array is given as an equation depending on collector
parameters according to ISO 9806 and operating conditions. The measured power shall comply with
the corresponding calculated power according to this equation. Measured and calculated power are
only compared under some specific conditions to avoid too large uncertainties - see 5.4.
The estimate can be given for fields of combined collector types - e.g. single glazed and double-glazed:
— If size, inlet and outlet temperatures are available for each field of collectors of same type, estimates
can be given for each of these fields.
— An overall estimate for fields with two or more similar collector types can be given choosing
representative collector parameters.
NOTE Similar types are e.g. flat plate collectors with single glazing and flat plate collectors with double
glazing.
When giving the estimate it shall be stated if it shall be checked according to levels of accuracy I, II or
level III (see Introduction and 7.2).
5.2 Calculating power output
5.2.1 General
Depending on collector type and solar measurements there are three options for formulae:
a) Formula (1): Simple equation using total radiation on the collector plane, valid for:
— Non-concentrating collector only
b) Formula (2): A more advanced equation using direct and diffuse radiation, valid for:
— Non-concentrating collector
— Concentrating collectors with low concentration ratio C < 20
R
c) Formula (3): Formula using direct radiation specifically for concentrating collectors with high
concentrating ratio, valid for:
— Focussing collectors with concentration ratio C ≥ 20
R
The estimate is given by stating the equation to be used for calculating the power output, including
specific values for the parameters in equation. The three possible equations are given in the next three
sub-sections.
1)
The collector module efficiency parameters η , η , K (θ , θ ), K , a , T , a and a should be
0,hem 0,b b L T d 1 ΔQ ΔQ 5 8
2)
based on specific test results. When an estimate is given, it shall always be stated which equation
shall be used for checking the performance:
a) Simple check, using total radiation on the collector plane when checking the power output (this
document, Formula (1)).
b) Advanced check, using direct and diffuse radiation on collector plane when checking the power
output (this document, Formula (2)).
c) Advanced check, using only direct radiation on collector plane when checking the power output
(this document, Formula (3)).
Ensure that the parameters are related to gross collector area, A . If necessary, the parameters shall
GF
be converted in accordance with ISO 9806.
5.2.2 Non-concentrating collectors — Formula (1)
A simple power performance estimate for non-concentrating collectors is given with Formula (1):
QA=− ·,ηθKa()θϑG ()−−ϑϑ T ()−−−ϑϑat()dd/· f
estimate GF 01,,hemhem LT hemmΔΔQQam am5 safe
(1)
ϑ is mean value of collector in - and outlet temperatures.
m
Using Formula (1) will normally give bigger uncertainty than using Formula (2) because there is no
distinction between direct and diffuse radiation.
f is chosen considering potential influences from pipe heat loss, measurement uncertainties, model
safe
uncertainties etc. and shall be specified with an accuracy of 2 digits.
f is divided into factors considering specific influences. As an example, f could be calculated from
safe safe
f = f · f · f , where:
safe P U O
f : Safety factor considering heat losses from pipes etc. in the collector loop. To be estimated based on
P
an evaluation of the pipe losses (e.g. by Formula (23))
f : Safety factor considering measurement uncertainty. To be estimated - with the requirements given
U
in 7.2, a factor of 0,95 (level I) and 0,9 (level II and III) can be used – or detailed documentation for
the uncertainty calculation is required according to ISO/IEC Guide 98-3.
f : Safety factor for other uncertainties e.g. related to non-ideal conditions such as:
O
— non-ideal flow distribution. To be estimated - should be close to one.
— unforeseen heat losses. To be estimated - should be close to one.
1) In older solar keymark data sheets, a is denoted C .
5 eff
2) E.g. solar keymark or similar.
— uncertainties in the model/procedure itself. To be estimated - should be close to one.
f Combined safety factor:
safe
f = f · f · f
safe P U O
5.2.3 Non- or low-focussing collectors — Formula (2)
A more advanced equation for non- or low-focussing collectors (C < 20) can be used if the direct and/
R
or diffuse radiation on the collector plane is measured or can be calculated. Formula (2) includes the
incidence angle modifiers for direct and diffuse radiation:
QA=+ ·,ηθKG()θη KG −−aT()ϑϑ − ()ϑϑ−−at()ddϑ /· f
estimate GF 00,,bb LT bb dd 1,ΔΔQ ma QQ ma 5 msafe
(2)
ϑ is mean value of collector in - and outlet temperatures.
m
With respect to safety factor, f see last part of 5.2.2.
safe
5.2.4 Focussing collectors with high concentration ratio — Formula (3)
Formula (3) is used for focussing collectors with high concentration ratio; C ≥ 20 - tracking in one or
R
two axis, and utilizing mainly or only the direct radiation.
QA=− ·,ηθKG()θϑaa()−−ϑϑ()dd/ ta− ()ϑϑ− ·f (3)
estimate GF 01,,bb LT bmΔQ am5 88 ma safe
ϑ is mean value of collector in - and outlet temperatures.
m
With respect to f see last part of 5.2.2.
safe
5.3 Stating a performance estimate
The performance estimate is given by specifying the “collector equation” (Formulae (1), (2) or (3)),
and listing the values of the parameters to be used when calculating the power output. It shall be
stated if checking shall be done according to level I, II or level III. In Annex B a template for stating the
performance estimate is given.
All the collector parameters and safety factors shall be indicated in the reporting sheet (see Annex A).
5.4 Restrictions on operating conditions
To limit uncertainties, it is important to give restrictions on the operation conditions for which the
estimate is valid. The restrictions given here means that only measurement points taken when the
collector field is close to stable full power operation are valid.
Table 1 — Restrictions on operation conditions (power method). Measured and calculated
power shall only be compared for data fulfilling restrictions above.
Limits
Operation condition Comments
Formula (1) Formula (2) Formula (3)
Shadows No shadows See 5.5
Change in collector mean To avoid big change in collector tem-
≤5 K
temperature perature during one hour
To avoid snow, ice, condensation on
Ambient temperature ≥5 °C
solar radiation sensors
Table 1 (continued)
Limits
Operation condition Comments
Formula (1) Formula (2) Formula (3)
To be measured so it is representative
Wind velocity ≤10 m/s for the wind velocity 1 m to 3 m above
highest point of collectors
G ≥800 W/m - -
hem
2 2
G - ≥600 W/m ≥600 W/m
b
5.5 Shadows
5.5.1 Shadows on fixed collectors in rows
To limit uncertainties, it is important to avoid shadows on the collectors. Shadows on the collectors
could be from rows in front or from other objects.
Related to shadows from rows in the front, only data points for which the solar altitude angle (h) is
large enough to avoid shadows shall be included - corresponding to h > h in Figure 1.
min
Figure 1 — Geometry for collectors placed in rows behind each other
For fixed (non-tracking) collectors placed in rows behind each other, h can be calculated as a fixed
min
value from the geometry of the row set-up, see Figure 1. For tracking collectors β will vary - see 5.5.2.
The solar altitude, h can be calculated from Formula (4) depending on location of the collector field and
the time of year and day:
sinch=⋅osφδcosc⋅+osωφ sins⋅ inδ (4)
For fixed collectors h can be calculated from Formula (5):
min
tansh =−in ββ//[]Sw cos (5)
min
The declination, δ can be calculated from Formula (6):
284+ n
δ =23,45⋅sin 360 (6)
where n is day number.
Shadows could also origin from building, chimneys, trees, etc. Data points at times when such shadows
occur on part(s) of the collector field shall be excluded.
5.5.2 Shadows on one-axis tracking collectors in row
One-axis tracking collectors aims at continuously minimizing the angle of incidence according to one
axis of rotation.
Placed on a flat terrain, the angle formed by the collectors around its rotational axis, β, can be
assimilated to the tilt of fixed collectors.
It has always a positive value if the tracker is orientated southward - tracking rotational on an East-
West axis.
If the tracker is tracking rotational on a North-South axis, it has a positive value in the morning when it
the tracker is orientated eastward, and negative in the afternoon when its orientation is westward
The expression of the angle of incidence presented in Formula (18) can be minimized to find the ideal
tracking angle, as given by following Formula (7):
cos γγ−
dθ ()
-1 s
ββ==0t⇒β = an (7)
()
ideal ideal
dβ tan()h
Typically, one-axis tracking collectors have their rotational axis oriented North-South. Their surface
π
azimuth angle, γ, is then − .
Similarly to fixed collectors it is important to avoid self-shading on collectors from adjacent rows to
limit uncertainties during the performance test. Reciprocating shadows can be represented through
the following figures:
Figure 2 — Shadow of one collector row to another (left), coordinates system to characterize it
(right)
From the above geometrical representation, Appelbaum and Bany have deduced the following shadows
characteristics in Reference [2]:
sin γ −³
()
s
Pw=s⋅⋅in()β (8)
X
tan()h
sin()γγ−
S
Pw=c⋅⋅os()βγ+cos()−γ (9)
Ys
tan h
()
S
Hw=max 0; min ⋅−1; w (10)
sh
P
Y
P
X
LL=max 0; min ⋅⋅ND+1NS− −−⋅⋅; LN +1DN⋅ (11)
() ()
sh cc cc
P
Y
where
S spacing center to center in between adjacent rows
D gap in between adjacent collectors
L length of a
...
NORME ISO
INTERNATIONALE 24194
Première édition
2022-05
Energie solaire — Champs de capteurs
— Vérification de la performance
Solar energy — Collector fields — Check of performance
Numéro de référence
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© ISO 2022
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CH-1214 Vernier, Genève
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Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction . vi
1 Domaine d'application .1
2 Références normatives .1
3 Termes et définitions . 1
4 Symboles . 1
5 Procédure de vérification de la performance en termes de puissance des champs
de capteurs thermiques solaires . 5
5.1 Estimation de la puissance thermique de sortie d'un champ de capteurs . 5
5.2 Calcul de la puissance de sortie . 6
5.2.1 Généralités . 6
5.2.2 Capteurs sans concentration — Formule (1) . 6
5.2.3 Capteurs sans ou à faible concentration — Formule (2) . 7
5.2.4 Capteurs à concentration ayant un facteur de concentration élevé —
Formule (3) . 7
5.3 Estimation de la performance . 7
5.4 Restrictions relatives aux conditions de fonctionnement . 8
5.5 Ombres . . 8
5.5.1 Ombres sur capteurs fixes en rangées . 8
5.5.2 Ombres sur capteurs suiveurs à un axe en rangées . 9
5.6 Angle d'incidence du capteur .12
5.7 Exemple de mise en place d'une équation pour l'estimation de la performance .12
5.8 Détermination des périodes potentielles de validité . 13
5.9 Vérification de la performance en termes d’alimentation du champ de capteurs .13
6 Procédure de vérification du rendement journalier des champs de capteurs
solaires thermiques .15
6.1 Estimation du rendement journalier d'un champ de capteurs . 15
6.2 Calcul du rendement énergétique journalier . 15
6.2.1 Généralités .15
6.2.2 Capteurs sans système suiveur et sans concentration — Formule (20) .15
6.3 Estimation de la performance . 16
6.4 Restrictions relatives aux conditions de fonctionnement . 16
6.5 Ombres . . 16
6.6 Angle d'incidence du capteur . 17
6.7 Exemple de mise en place d'une équation pour l'estimation de la performance . 17
6.8 Détermination des périodes potentielles de validité . 18
6.9 Vérification de la performance du champ de capteurs . 18
7 Mesurages nécessaires .18
7.1 Généralités . 18
7.2 Exigences relatives aux mesurages et aux sondes . 20
7.2.1 Exactitude. 20
7.2.2 Temps. 21
7.2.3 Mesurage du rayonnement solaire . 22
7.2.4 Mesurages de température . 23
7.2.5 Mesurage du débit . 24
7.2.6 Mesurage/calcul de la puissance . 24
7.2.7 Mesurage de la vitesse du vent . 24
7.3 Enregistrements de données valides . 25
Annexe A (informative) Modèle de présentation recommandé — Méthode de la puissance .26
Annexe B (informative) Modèle de présentation recommandé — Méthode du rendement
journalier .29
iii
Bibliographie .30
iv
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes
nationaux de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est
en général confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude
a le droit de faire partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales,
gouvernementales et non gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux.
L'ISO collabore étroitement avec la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui
concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document
a été rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2
(voir www.iso.org/directives).
L'attention est attirée sur le fait que certains des éléments du présent document peuvent faire l'objet de
droits de propriété intellectuelle ou de droits analogues. L'ISO ne saurait être tenue pour responsable
de ne pas avoir identifié de tels droits de propriété et averti de leur existence. Les détails concernant
les références aux droits de propriété intellectuelle ou autres droits analogues identifiés lors de
l'élaboration du document sont indiqués dans l'Introduction et/ou dans la liste des déclarations de
brevets reçues par l'ISO (voir www.iso.org/brevets).
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données
pour information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un
engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion
de l'ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles
techniques au commerce (OTC), voir le lien suivant: www.iso.org/iso/fr/avant-propos.html.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 180, Énergie solaire, sous-comité
SC 4, Systèmes - Performance thermique, fiabilité et durabilité, en collaboration avec le Comité Technique
CEN/TC 312, Installations solaires thermiques et leur composants du Comité Européen de Normalisation
(CEN), conformément à l'Accord de coopération technique entre l'ISO et le CEN (Accord de Vienne).
Il convient que l'utilisateur adresse tout retour d'information ou toute question concernant le présent
document à l'organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes
se trouve à l'adresse www.iso.org/fr/members.html.
v
Introduction
Le présent document spécifie les procédures de vérification de la performance des champs de capteurs
thermiques solaires. Il compare la performance mesurée à la performance calculée et donne les
conditions de conformité.
Trois niveaux d'exactitude peuvent être choisis concernant la vérification:
— niveau I: permet d’obtenir une estimation présentant une exactitude élevée (avec un faible coefficient
de sécurité, par exemple f = 0,95), mais requiert l'utilisation d'un équipement de mesure coûteux;
safe
— niveau II/III: permettent d'obtenir une estimation présentant une exactitude moins élevée (avec un
coefficient de sécurité plus élevé, par exemple f = 0,90), et d'utiliser un équipement de mesure
safe
moins coûteux.
vi
NORME INTERNATIONALE ISO 24194:2022(F)
Energie solaire — Champs de capteurs — Vérification de la
performance
1 Domaine d'application
Le présent document spécifie deux procédures de vérification de la performance des champs de capteurs
thermiques solaires. Le présent document est applicable aux capteurs plans vitrés, aux capteurs à tubes
sous vide et/ou aux capteurs suiveurs à concentration utilisés comme capteurs dans les champs.
La vérification peut porter sur la puissance thermique de sortie du champ de capteurs et peut également
porter sur le rendement journalier du champ de capteurs.
Le présent document spécifie pour les deux procédures comment comparer une puissance mesurée
avec une puissance calculée.
Le présent document s'applique aux champs de capteurs de toutes tailles.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu'ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l'édition citée s'applique.
Pour les références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les
éventuels amendements).
ISO 9060, Énergie solaire — Spécification et classification des instruments de mesurage du rayonnement
solaire hémisphérique et direct
ISO 9488, Énergie solaire — Vocabulaire
ISO 9806, Énergie solaire — Capteurs thermiques solaires — Méthodes d'essai
3 Termes et définitions
Pour les besoins du présent document, les termes et définitions donnés dans l'ISO 9488 ainsi que les
suivants s'appliquent.
L'ISO et l'IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en
normalisation, consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l'adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l'adresse https:// www .electropedia .org/
3.1
plan transversal
plan défini par la normale au plan du capteur et la ligne orthogonale à l'axe du concentrateur, ou la plus
courte ligne de symétrie pour des géométries planes bi axiales
4 Symboles
A Superficie hors-tout du capteur telle que définie dans l'ISO 9488 m
G
A Superficie hors-tout du champ de capteurs m
GF
a Coefficient de perte thermique à (ϑ − ϑ ) = 0 W/(m ·K)
1,ΔQ m a
2 2
T Effet de la température sur le coefficient de perte thermique W/(m ·K )
ΔQ
v Effet du vent sur le coefficient de perte thermique J/(m ·K)
ΔQ
T Effet de la température du ciel sur le coefficient de perte thermique —
s
a Capacité thermique effective. Notée C dans certains documents et J/(m ·K)
5 eff
fiches techniques. Noter que l'unité de C est kJ/m K.
eff
v Effet du vent sur le rendement optique s/m
2 4
v Effet du vent sur l'échange de rayonnement infrarouge W/(m ·K )
IR
2 4
a Effet des pertes de rayonnement W/(m ·K )
b Coefficient de rendement du capteur (en fonction du vent) s/m
u
C Capacité thermique effective du capteur J/K
C Facteur de concentration géométrique —
R
·
c Capacité thermique massique du fluide caloporteur J/(kg K)
f
·
c Capacité thermique massique du fluide caloporteur à l'entrée du J/(kg K)
f,i
capteur
·
c Capacité thermique massique du fluide caloporteur à la sortie du J/(kg K)
f,e
capteur
I Rayonnement solaire reçu par unité de surface sur une surface tou- W/m
DN
jours maintenue perpendiculaire (ou normale) aux rayons arrivant
en ligne droite de la direction du soleil à sa position actuelle
I Irradiance de grandes longueurs d'onde (λ > 3 μm) W/m
L
f Coefficient de sécurité tenant compte des pertes thermiques liées -
P
aux tuyaux, etc. dans la boucle de captage
f Coefficient de sécurité tenant compte de l'incertitude de mesure -
U
f Coefficient de sécurité pour les autres incertitudes, par exemple -
O
celles liées à des conditions non idéales telles qu'une répartition non
idéale de l'écoulement ou des pertes thermiques imprévues, et les
incertitudes liées au modèle/à la procédure
f Produit matématique basé sur les facteurs de sécurité f , f , f -
safe P U O
f Facteur d'ombre -
sh
D Écart entre les capteurs adjacents m
G Irradiance solaire hémisphérique sur le plan du capteur W/m
hem
G Irradiance solaire directe (irradiance directe) sur le plan du capteur W/m
b
G Irradiance solaire diffuse sur le plan du capteur W/m
d
G Somme totale de l'irradiation journalière sur le plan du capteur sans kWh/m
hem,tot
ombre
h Hauteur solaire. sin h = cos θ °
Z
h Hauteur solaire minimale °
min
H Hauteur de la zone ombragée m
sh
K (θ ,θ ) Facteur d'angle d'incidence pour le rayonnement solaire hémisphérique —
hem L T
K (θ ,θ ) Facteur d'angle d'incidence pour l'irradiance solaire directe —
b L T
K Facteur d'angle d'incidence sur le plan longitudinal —
θL
K Facteur d'angle d'incidence sur le plan transversal —
θT
K Facteur d'angle d'incidence pour le rayonnement solaire diffus —
d
K Modificateur de l’angle d’incidence moyen journalier pour le rayon- —
hem,av
nement solaire hémisphérique
L Longueur d'un capteur m
L Longueur totale du système de tuyauterie sans les capteurs m
pipe
L Longueur de la zone ombragée m
sh
kg/s
Débit massique de fluide caloporteur
m
N Nombre de capteurs dans une rangée -
c
Coordonnée du point C sur l'axe X (C étant le point qui atteindrait -
P l'ombre formée par le sommet du côté d'une rangée de capteurs
X
faisant face au soleil s'il n'était pas obstrué)
P Coordonnée du point C sur l'axe Y -
Y
W
Q Puissance de sortie mesurée
measured
Puissance de sortie estimée W
Q
estimate
Q Pertes thermiques journalières de l'installation solaire thermique J
cap,d
Q Estimation du rendement journalier de l'installation solaire thermique J
estimate-sys,d
Q̇Puissance brute moyenne journalière à la sortie du champ de capteurs W
estimate-col,d
Q Mesure de rendement journalier du calorimètre J
HM,d
Q̇Pertes thermiques moyennes journalières de la tuyauterie W
pipe,d
q Pertes thermiques spécifiques empiriques par mètre de tuyau W/m
l-pipe
S Entraxe entre les rangées adjacentes m
T Température absolue K
t Temps s
t Heure de début du mesurage s
s
t Heure de fin du mesurage s
e
u Vitesse de l'air environnant (vitesse du vent) m/s
u' Vitesse de l'air environnant réduite u' = u - 3 m/s m/s
V Contenance en fluide du capteur m
f
m /s
V Débit volumique
m /s
V Débit volumique à la sortie du capteur solaire
e
Débit volumique à l'entrée du capteur solaire m /s
V
i
V Volume du système de tuyauterie sans les capteurs l
pipe
w Largeur d'un capteur m
Δt Intervalle de temps s
ΔT Différence de température entre la sortie et l'entrée du fluide (ϑ - ϑ ) K
e i
β Pente (ou inclinaison), angle formé par le plan du capteur et l'horizontale
Note: Pour les capteurs tournant autour d'un axe nord-sud, β est positif
le matin lorsque les capteurs sont orientés vers l'est, et négatif l'après-
midi lorsqu'ils sont orientés vers l'ouest
γ Azimut de la surface, écart de la projection sur le plan horizontal de °
la normale à la surface par rapport au méridien local, avec zéro plein
sud, négatif à l'est et positif à l'ouest
γ Azimut solaire, débattement angulaire par rapport au sud, de la pro- °
s
jection du rayonnement solaire direct sur le plan horizontal, négatif
à l'est et positif à l'ouest
δ Déclinaison, position angulaire du soleil au midi solaire par rapport °
au plan de l'équateur, positif au nord
ϕ Latitude, position angulaire au nord ou au sud de l'équateur, positive °
au nord
η Rendement du capteur fondé sur l'irradiance directe G —
b b
η Rendement du capteur fondé sur l'irradiance hémisphérique G —
hem hem
η Rendement de crête du capteur (η à ϑ − ϑ = 0 K) fondé sur l'irra- —
0,b b m a
diance directe G
b
η Rendement de crête du capteur (η à ϑ − ϑ = 0 K) fondé sur —
0,hem 0,hem m a
l'irradiance hémisphérique G
hem
η Rendement du capteur en référence au débit massique m —
hem,m i
i
ω Angle horaire, débattement angulaire du soleil à l'est ou à l'ouest du °
méridien local en raison de la rotation de la terre sur son axe à 15°
par heure; négatif le matin, positif l'après-midi
θ Angle d'incidence °
θ Angle d'incidence longitudinal: angle formé par la normale au plan du °
L
capteur et le faisceau solaire incident projeté dans le plan longitudinal
θ Angle d'incidence transversal: angle formé par la normale au plan du °
T
capteur et le faisceau solaire incident projeté dans le plan transversal
θ Distance zénithale, angle entre la verticale et la ligne vers le soleil, °
Z
c'est-à-dire l'angle d'incidence du rayonnement solaire direct sur une
surface horizontale. cos θ = sin h
Z
ϑ Température de l'air ambiant °C
a
ϑ Température de l'air ambiant mesurée °C
am
ϑ Température de l'air ambiant pour la température de stagnation °C
as
standard
ϑ Température à la sortie du capteur °C
e
ϑ Température à l'entrée du capteur °C
i
ϑ Température moyenne du fluide caloporteur dans la boucle de captage °C
m
ϑ Température maximale de service °C
max_op
ρ Masse volumique du fluide caloporteur à la température à l'entrée kg/m
i
du capteur
ρ Masse volumique du fluide caloporteur à la température à l'entrée kg/m
i,sec
de l'échangeur de chaleur
2 4
σ Constante de Stefan-Boltzmann W/(m ·K )
5 Procédure de vérification de la performance en termes de puissance des
champs de capteurs thermiques solaires
5.1 Estimation de la puissance thermique de sortie d'un champ de capteurs
La puissance de sortie estimée du champ de capteurs est donnée par une équation dépendant des
paramètres du capteur selon l'ISO 9806 et des conditions de fonctionnement. La puissance mesurée doit
être conforme à la puissance calculée correspondante selon cette équation. La puissance mesurée et la
puissance calculée ne sont comparées que dans certaines conditions spécifiques, le but étant d'éviter
des incertitudes trop importantes - voir 5.4.
L'estimation peut être donnée pour des champs de types de capteurs combinés, par exemple à vitrage
simple et à vitrage double:
— Si les dimensions et les températures d'entrée et de sortie sont disponibles pour chaque champ de
capteurs de même type, des estimations peuvent être données pour chacun de ces champs.
— Une estimation globale pour les champs comprenant plusieurs types de capteurs similaires peut
être donnée en choisissant des paramètres de capteurs représentatifs.
Note Les capteurs plans à simple vitrage et les capteurs plans à double vitrage sont des exemples de types
de capteurs similaires.
Lorsque l'estimation est donnée, il doit être précisé si elle doit être vérifiée selon le niveau d'exactitude I,
II ou III (voir Introduction et 7.2).
5.2 Calcul de la puissance de sortie
5.2.1 Généralités
Selon le type de capteur et les mesurages solaires, il existe trois possibilités pour les formules:
a) Formule (1): équation simple utilisant le rayonnement total sur le plan du capteur, valable pour:
— les capteurs sans concentration uniquement
b) Formule (2): équation plus avancée utilisant le rayonnement direct et diffus, valable pour:
— les capteurs sans concentration
— les capteurs à concentration dont le facteur de concentration est faible C < 20
R
c) Formule (3): formule utilisant le rayonnement direct spécifiquement pour les capteurs à
concentration ayant un facteur de concentration élevé, valable pour:
— les capteurs à concentration dont le facteur de concentration C ≥ 20
R
On donne l'estimation en indiquant l'équation à utiliser pour le calcul de la puissance de sortie, y compris
les valeurs spécifiques des paramètres de l'équation. Les trois équations possibles sont données dans
les trois paragraphes ci-dessous.
Il convient que les paramètres de rendement du module de capteur, η , η , K (θ , θ ), K , a ,
0,hem 0,b b L T d 1 ΔQ
1) 2)
T , a et a , soient fondés sur des résultats d'essai spécifiques . Lorsqu'une estimation est donnée,
ΔQ 5 8
l'équation à utiliser pour vérifier la performance doit toujours être indiquée:
a) vérification simple, utilisant le rayonnement total sur le plan du capteur lors de la vérification de la
puissance de sortie (dans le présent document, Formule (1)).
b) vérification avancée, utilisant le rayonnement direct et diffus sur le plan du capteur lors de la
vérification de la puissance de sortie (dans le présent document, Formule (2)).
c) vérification avancée, utilisant uniquement le rayonnement direct sur le plan du capteur lors de la
vérification de la puissance de sortie (dans le présent document, Formule (3)).
Vérifier que les paramètres soient relatifs à la superficie hors-tout du champ de capteurs, A Si
GF.
nécessaire, les paramètres doivent être convertis conformément à l’ISO 9806.
5.2.2 Capteurs sans concentration — Formule (1)
La Formule (1) donne une estimation simple de la performance en termes de puissance des capteurs
sans concentration:
QA=− ·,ηθKa()θϑG −−ϑϑ T −−−ϑϑat()dd/· f
() ()
estimate GF 01,,hemhem LT hemmΔΔQQam am5 safe
(1)
ϑ est la valeur moyenne des températures à l'entrée et à la sortie du capteur.
m
Si l'on utilise la Formule (1), on obtiendra en principe une incertitude plus importante que si l'on utilise
la Formule (2), car il n’y a pas de distinction entre le rayonnement direct et le rayonnement diffus.
f est choisi en tenant compte de l'effet éventuel des pertes thermiques dans les tuyaux, des
safe
incertitudes de mesure, des incertitudes liées au modèle, etc. et doit être spécifié avec une précision de
2 chiffres.
1) Dans les anciennes fiches techniques solar keymark, la valeur a est notée C .
5 eff
2) Par exemple : solar keymark ou similaire.
f se divise en coefficients tenant compte des influences spécifiques. Par exemple, f peut être
safe safe
calculé à partir de f = f · f · f , où:
safe P U O
f : coefficient de sécurité tenant compte des pertes thermiques liées aux tuyaux, etc. dans la boucle
P
de captage. À estimer sur la base d'une évaluation des pertes dans les tuyaux (par exemple par la
Formule (23));
f : coefficient de sécurité tenant compte de l'incertitude de mesure. À estimer; d'après les exigences
U
spécifiées en 7.2, un coefficient de 0,95 (niveau I) et à 0,90 (niveaux II et III) peut être utilisé – ou une
documentation détaillée pour les incertitudes de calcul est requise conformément à le Guide ISO/
IEC 98-3.
f : coefficient de sécurité pour les autres incertitudes, par exemple celles liées à des conditions non
O
idéales telles que:
— une répartition non idéale de l'écoulement. À estimer; il convient que la valeur soit proche de 1;
— les pertes thermiques imprévues. À estimer; il convient que la valeur soit proche de 1;
— les incertitudes liées au modèle/à la procédure. À estimer; il convient que la valeur soit proche
de 1.
f coefficient de sécurité combiné:
safe
f = f · f · f
safe P U O
5.2.3 Capteurs sans ou à faible concentration — Formule (2)
Une équation plus avancée destinée aux capteurs sans ou à faible concentration (C < 20) peut être
R
utilisée si le rayonnement direct et/ou diffus sur le plan du capteur est mesuré ou peut être calculé. La
Formule (2) comprend les facteurs d'angle d'incidence pour le rayonnement direct et diffus:
QA=+ ·,ηθKG()θη KG −−aT()ϑϑ − ()ϑϑ−−at()ddϑ /· f
estimate GF 00,,bb LT bb dd 1,ΔΔQ ma QQ ma 5 msafe
(2)
ϑ est la valeur moyenne des températures à l'entrée et à la sortie du capteur.
m
Concernant le coefficient de sécurité f , voir la dernière partie du 5.2.2.
safe
5.2.4 Capteurs à concentration ayant un facteur de concentration élevé — Formule (3)
La Formule (3) est utilisée pour les capteurs à concentration ayant un facteur de concentration élevé
C ≥ 20, avec un système suiveur à un ou deux axes, et utilisant principalement ou uniquement le
R
rayonnement direct.
QA=− ·,ηθKG()θϑaa−−ϑϑdd/ ta− ϑϑ− ·f (3)
() () ()
estimate GF 01,,bb LT bmΔQ am5 88 ma safe
ϑ est la valeur moyenne des températures à l'entrée et à la sortie du capteur.
m
Concernant f , voir la dernière partie du 5.2.2.
safe
5.3 Estimation de la performance
On donne l'estimation de la performance en spécifiant l'équation choisie pour le capteur (Formules (1),
(2) ou (3) et en énumérant les valeurs des paramètres à utiliser lors du calcul de la puissance de sortie.
Il doit être précisé si la vérification doit être effectuée selon le niveau I, II ou le niveau III. Un modèle de
présentation de l'estimation de la performance est donné à l'Annexe B.
Tous les paramètres et les coefficients de sécurité du capteur doivent être indiqués dans la fiche de
rapport (voir Annexe A).
5.4 Restrictions relatives aux conditions de fonctionnement
Afin de limiter les incertitudes, il est important de définir des restrictions portant sur les conditions de
fonctionnement pour lesquelles l'estimation est valable. Les restrictions données ci-après impliquent
que seuls les points de mesure relevés lorsque le champ de capteurs est proche d'un fonctionnement
stable à pleine puissance sont valables.
Tableau 1 — Restrictions relatives aux conditions de fonctionnement (méthode de la
puissance). La puissance mesurée et la puissance calculée ne doivent être comparées que
lorsque les données respectent les restrictions ci-dessus
Limites
Condition de fonctionne-
Commentaires
ment
Formule (1) Formule (2) Formule (3)
Ombres Pas d'ombre Voir 5.5
Pour éviter toute variation importante
Variation de la tempéra-
≤5 K de la température du capteur pendant
ture moyenne du capteur
une heure
Pour éviter la neige, la glace, la conden-
Température ambiante ≥5 °C sation sur les capteurs de rayonnement
solaire
À mesurer de manière à obtenir une
valeur représentative de la vitesse du
Vitesse du vent ≤10 m/s
vent de 1 m à 3 m au-dessus du point
le plus haut des capteurs
G ≥800 W/m - -
hem
2 2
G - ≥600 W/m ≥600 W/m
b
5.5 Ombres
5.5.1 Ombres sur capteurs fixes en rangées
Afin de limiter les incertitudes, il est important d'éviter les ombres sur les capteurs. Les ombres sur les
capteurs peuvent provenir des rangées situées à l'avant ou d'autres objets.
En ce qui concerne les ombres provenant des rangées situées à l'avant, seuls les points de données pour
lesquels la hauteur solaire (h) est suffisamment importante pour éviter les ombres doivent être inclus,
ce qui correspond à h > h à la Figure 1.
min
Figure 1 — Géométrie pour des capteurs disposés en rangées les uns derrière les autres
Pour les capteurs fixes (sans système suiveur) disposés en rangées les uns derrière les autres, h peut
min
être calculé comme une valeur fixe à partir de la géométrie de l'installation en rangée, voir Figure 1.
Pour les capteurs suiveurs, β sera variable – voir 5.5.2.
La hauteur solaire h peut être calculée à partir de la Formule (4) selon l'emplacement du champ de
capteurs, la période de l'année et le jour:
sinch=⋅osφδcosc⋅+osωφ sins⋅ inδ (4)
Pour les capteurs fixes, h peut être calculé à partir de la Formule (5):
min
tansh =−in ββ//[]Sw cos (5)
min
La déclinaison δ peut être calculée à partir de la Formule (6):
284+ n
δ =23,45⋅sin 360 (6)
où n est le quantième.
Les ombres peuvent également provenir de bâtiments, de cheminées, d'arbres, etc. Les points de
données correspondant à des moments où de telles ombres apparaissent sur une ou plusieurs parties
du champ de capteurs doivent être exclus.
5.5.2 Ombres sur capteurs suiveurs à un axe en rangées
Les capteurs suiveurs à un axe sont conçus pour réduire au minimum de façon continue l'angle
d'incidence selon un axe de rotation.
Sur terrain plat, l'angle formé par les capteurs autour de leur axe de rotation, β, peut être assimilé à
l'inclinaison des capteurs fixes.
Sa valeur est toujours positive si le suiveur est orienté vers le sud, avec une poursuite en rotation selon
un axe est-ouest.
Si le suiveur effectue une poursuite en rotation selon un axe nord-sud, la valeur de l'angle est positive le
matin lorsque le suiveur est orienté vers l'est, et négative l'après-midi lorsqu'il est orienté vers l'ouest.
Il est possible de réduire l'expression de l'angle d'incidence présentée dans la Formule (18) pour trouver
l'angle de poursuite idéal est donné par la Formule (7):
cos γγ−
dθ ()
-1 s
()ββ==0t⇒β = an (7)
ideal ideal
dβ tan()h
En général, l'axe de rotation des capteurs suiveurs à un axe est orienté nord-sud. Leur azimut de
π
surface γ est alors de − .
Comme pour les capteurs fixes, il est important d'éviter que des capteurs des rangées adjacentes ne
projettent leur ombre sur les capteurs afin de limiter les incertitudes lors de l'essai de performance. Les
ombres réciproques peuvent être représentées par les figures suivantes:
Figure 2 — Ombre projetée d'une rangée de capteurs sur une autre (à gauche), système de
coordonnées utilisé pour la caractériser (à droite)
Dans la Référence [2], Appelbaum et Bany ont déduit de la représentation géométrique ci-dessus, les
caractéristiques suivantes des ombres:
sin γ −³
()
s
Pw=s⋅⋅in()β (8)
X
tan()h
sin()γγ−
S
Pw=c⋅⋅os βγ+cos −γ (9)
() ()
Ys
tan()h
S
Hw=max 0; min ⋅−1; w (10)
sh
P
Y
P
X
LL=max 0; min ⋅⋅ND+1()NS− −−⋅⋅; LN +1DN⋅() (11)
sh cc cc
P
Y
où:
S entraxe entre les rangées adjacentes
D écart entre les capteurs adjacents
L longueur d'un capteur
w largeur d'un capteur
N nombre de capteurs dans une rangée
c
P coordonnée du point C sur l'axe X (C étant le point qui atteindrait l'ombre formée par le sommet
X
du côté d'une rangée de capteurs faisant face au soleil s'il n'était pas obstrué)
P coordonnée du point C sur l'axe Y
y
H hauteur de la zone ombragée
sh
L longueur de la zone ombragée
sh
L'absence d'ombres sur une rangée de capteurs signifie que le résultat du calcul de la hauteur de l'ombre,
H , est soit négatif, soit nul: H ≤ 0.
sh sh
On peut résoudre cette équation en injectant l'expression de P dans la Formule (10). Sa solution
y
introduit une plage d'angles de poursuite idéaux dans laquelle aucune ombre n'apparaît. Ses extrémités
correspondent à des angles de poursuite idéaux constants. Ces angles correspondent à des nombres
opposés:
−≤ββ ≤β (12)
sh ideal sh
β est une valeur fixe d'angle de poursuite idéal dépendant de la géométrie de l'installation en rangée:
sh
S
-1
β =tan −1 (13)
sh
w
Un système suiveur réel sera limité à une portée de poursuite maximale en raison des contraintes
mécaniques. Le matin, tant que l'angle de poursuite idéal sera supérieur à la valeur maximale, le
système restera inactif, puis il suivra la trajectoire idéale et s'arrêtera finalement l'après-midi lorsque
la valeur idéale sera inférieure à la portée maximale. Cette limitation implique que:
−ββ≤≤=ββ (14)
maxreal ideal max
En fonction de la géométrie du champ de capteurs, l'angle de poursuite idéal calculé pour lequel aucune
ombre n'apparaît (β ) pourra être supérieur à la portée de poursuite maximale (β ). Ce cas spécifique
sh max
implique que, tout au long de l'année, l'auto-ombrage s'arrêtera le matin et commencera l'après-midi,
respectivement avant que le capteur ne commence la poursuite et après qu'il l'aura cessée, en étant
maintenu à sa position maximale. Dans cette situation, le champ de capteurs équivaut à une installation
à inclinaison fixe en ce qui concerne l'analyse de l'ombrage.
Dans le cas ci-dessus, la résolution de l'équation H ≤ 0 (aucun auto-ombrage sur le champ de capteurs)
sh
conduit aux résultats suivants:
a) Lorsque β ≥ β
max sh
tan()hhtan()
≥ (15)
cos γγ− cos γγ−
() ()
s s
ββ= ββ=
real sh
avec:
tan()h sin()β
sh
= (16)
S
cos γγ−
()
s
ββ=
−cos β
sh ()
sh
w
lorsque:
ββ≥ (17)
maxsh
b) Lorsque β < β
max sh
tan h sin β
() ()
max
=
S
cos()γγ−
s
ββ=
real −cos()β
max
w
5.6 Angle d'incidence du capteur
L'angle d'incidence du capteur peut être calculé à partir de [Référence [1]:
cos θ = cos θ ∙ cos β + sin θ ∙ sin β ∙ cos (γ - γ) (18)
Z Z s
où la distance zénithale θ peut être calculée comme suit:
Z
cos θ = cos ϕ ∙ cos δ ∙ cos ω + sin ϕ ∙sin δ (19)
Z
π
ou si l'on utilise θ = − h : cos θ = sin h ∙ cos β + cos h ∙ sin β ∙ cos (γ - γ)
Z s
où
β est la pente du capteur;
δ est la déclinaison; δ = 23,45 sin [360/365 ∙ (284 + n)], n étant le quantième sur une année calendaire
de 365 jours;
γ est l’azimut solaire;
s
γ est l’azimut de surface du capteur;
ϕ est la latitude;
ω est l’angle horaire.
NOTE La Référence [1] est une bonne référence pour une description détaillée du calcul de l'angle d'incidence
du capteur.
5.7 Exemple de mise en place d'une équation pour l'estimation de la performance
Mesurages de rayonnement disponibles:
— Rayonnement total sur le plan du capteur uniquement (G )
hem
Superficie du champ de capteurs:
— Type de capteur: Capteur plan
— Superficie hors-tout des modules: 13,2 m
— Nombre de modules de capteur: 1 000
— A = 13 200 m
GF
Paramètres de rendement des capteurs correspondants:
— η = 0,80
0,hem
— K (θ ,θ ) = 1
hem L T
— a = 3,0 W/(K·m )
1,ΔQ
2 2
— T = 0,01 W/(K ·m )
ΔQ
— a = 10,0 kJ/(m K)
Autres données:
— Estimation des pertes thermiques dans les tuyaux: 3 % → f = 0,97
P
— Incertitude estimée des mesures: 5 % → f = 0,95
U
— Coefficient de sécurité des autres éléments: f = 0,95 (on utilise la Formule (1) simple car le
O
rayonnement diffus n'est pas mesuré)
— f = f · f · f = 0,88
safe P U O
Le rayonnement diffus n'étant pas mesuré, on utilise la Formule (1):
QA=− ·,ηθKa()θϑG −−ϑϑ T −−−ϑϑat()dd/· ff··f
() ()
estimate GF 01,,hemhem LT hemmΔΔQQam am5 POU
= 13 200 · [0,80 · I - 3,0 · (ϑ - ϑ ) - 0,01· (ϑ - ϑ ) - 10,0· (dϑ /dt)] · 0.88 W
m a m a m
= 11 616 · [0,80 · I - 3,0 · (ϑ - ϑ ) - 0,01· (ϑ - ϑ ) - 10,0· (dϑ /dt)] W
m a m a m
ϑ est la valeur moyenne des températures à l'entrée du capteur (ϑ ) et à la sortie du capteur (ϑ ),
m i e
mesurées à proximité de l'échangeur de chaleur si la boucle en comprend un, voir 7.1.
L'emplacement de mesure de la puissance doit être spécifié. Dans la boucle de captage primaire ou dans
la boucle de captage secondaire (« après » l'échangeur de chaleur).
Un exemple de comparaison est donné à la Figure 3.
NOTE La boucle primaire contient souvent une fraction de liquide antigel (glycol). Cela peut générer une
incertitude sur les paramètres physiques (masse volumique du fluide et capacité thermique massique du fluide),
ce qui peut justifier de réaliser les mesurages de puissance dans la boucle secondaire (après l'échangeur de
chaleur), qui contient normalement de l'eau pure dont les paramètres physiques sont connus. La perte de chaleur
liée à l'échangeur de chaleur est normalement négligeable par rapport à la puissance mesurée pour les points de
données valides. En cas de capacité thermique supplémentaire importante dans le circuit primaire (par exemple,
réservoir ou dérivation hydraulique), la mesure doit être effectuée dans le circuit primaire.
5.8 Détermination des périodes potentielles de validité
Seules les périodes sans ombre (voir 5.5) en vertu des restrictions prescrites (voir 5.4) sont utilisées
pour la vérification de la performance estimée.
5.9 Vérification de la performance en termes d’alimentation du champ de capteurs
La puissance de sortie moyenne mesurée ( Q ) pour tous les points de données valides est comparée
meas
à la puissance moyenne calculée correspondante ( Q ) conformément à la formule choisie
estimate
(Formules (1), (2) ou (3)), en utilisant les données météorologiques et températures mesurées dans la
boucle de captage.
Si la puissance moyenne mesurée (pour au moins 20 points de données valides consécutifs) est
supérieure ou égale à la puissance moyenne correspondant au calcul de la puissance estimée, alors la
puissance estimée est vérifiée:
Moyenne[ Q ] ≥ Moyenne[ Q ] => Estimation vérifiée
meas estimate
Un tracé des points de données correspondants pour les puissances thermiques mesurée et calculée
doit être réalisé afin de vérifier les écarts.
EXAMPLE Vérification de la performance du champ de capteurs.
La Figure 3 présente 27 points de données valides fictifs pour la puissance mesurée et la puissance
estimée correspondantes.
Légende
X puissance de sortie estimée (MWh)
Y puissance de sortie mesurée (MWh)
Figure 3 — Exemple de tracé de l'énergie horaire mesurée par rapport aux points horaires
estimés correspondants (données fictives)
La puissance de sortie horaire moyenne mesurée et la puissance de sortie moyenne estimée
correspondantes sont comparées à la Figure 4.
Légende
X puissance moyenne pour les points valides MW
1 puissance moyenne (Est.)
2 puissance moyenne (Meas.)
Figure 4 — Tracé de la puissance moyenne mesurée et de la puissance moyenne estimée
correspondante.
On observe que:
Moyenne[ Q ] ≥ Moyenne[ Q ]
meas estimate
L'estimation est donc vérifiée.
6 Procédure de vérification du rendement journalier des champs de capteurs
solaires thermiques
6.1 Estimation du rendement journalier d'un champ de capteurs
Le rendement estimé du champ de capteurs est donné par une équation dépendant des paramètres du
capteur selon l'ISO 9806 et des conditions de fonctionnement. Le rendement mesuré doit être conforme
au rendement calculé correspondant selon cette équation. La puissance mesurée et la puissance calculée
ne sont comparées que dans certaines conditions spécifiques, le but étant d'éviter des incertitudes trop
importantes – voir les Tableaux 2 et 3.
L'estimation peut être donnée pour des champs de types de capteurs combinés, par exemple à vitrage
simple et à vitrage double:
— Si les dimensions et les températures d'entrée et de sortie sont disponibles pour chaque champ de
capteurs de même type, des estimations peuvent être données pour chacun de ces champs.
— Une estimation globale pour les champs comprenant plusieurs types de capteurs peu
...
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