ES2692399T3 - Procedimiento de diagnóstico de un sistema fotovoltaico - Google Patents

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ES2692399T3
ES2692399T3 ES15192379.4T ES15192379T ES2692399T3 ES 2692399 T3 ES2692399 T3 ES 2692399T3 ES 15192379 T ES15192379 T ES 15192379T ES 2692399 T3 ES2692399 T3 ES 2692399T3
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Grégoire PICHENOT
Imene KHALED
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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
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    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
    • 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
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    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

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Abstract

Un procedimiento de diagnóstico de un sistema fotovoltaico (1) que comprende al menos un sub-campo fotovoltaico (2) que comprende módulos fotovoltaicos con la misma orientación e inclinación, reagrupados en varios conjuntos de al menos un módulo (3) fotovoltaico comparables, estando cada conjunto de al menos un módulo (3) asociado con al menos un captador (4, 4') de medición de una magnitud eléctrica característica de dicho conjunto de al menos un módulo (3), caracterizado por que comprende las etapas siguientes: - (E1) - mediciones de al menos una magnitud eléctrica por cada captador (4, 4') en varios momentos de un periodo considerado; - (E2) - análisis de las mediciones de magnitud eléctrica que comprende las sub-etapas siguientes: - (E21) - cálculo de un valor de referencia a partir de las mediciones de magnitud eléctrica asociadas con varios conjuntos de al menos un módulo (3) del mismo sub-campo fotovoltaico (2) mediante iteraciones que permiten poner a un lado en cada iteración mediciones que corresponden a caídas de producción de energía de un conjunto de al menos un módulo; - (E22) - comparación de las mediciones asociadas con un conjunto de al menos un módulo (3) con el valor de referencia en un tiempo seleccionado para deducir con ello o no un fallo de dicho conjunto de al menos un módulo (3) en el indicado tiempo.

Description

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DESCRIPCION
Procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico
La invencion se refiere a un procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico asi como a un sistema fotovoltaico que utiliza dicho procedimiento.
Los sistemas de produccion de energia evolucionan e integran cada vez mas fuentes de produccion de energia renovable, y particularmente de los sistemas fotovoltaicos. Para asegurar una optimizacion de estos sistemas fotovoltaicos, existen varios metodos para asegurar su diagnostico con el fin de detectar eventuales anomalias y programar las reparaciones adecuadas.
Los documentos WO2013/170422 y DE102012102932 describen procedimientos de diagnostico de las instalaciones fotovoltaicas.
Un primer metodo se basa en la utilizacion de uno o varios captador(es) de irradiacion, con el fin de medir la energia solar real recibida, deducir con ello la produccion teorica de los modulos fotovoltaicos del sistema y luego comparar la produccion real comprobada con esta produccion teorica. El inconveniente de este metodo es que induce un coste importante ya que necesita captadores de irradiacion. Ademas, es necesario disponer de un captador de irradiacion de identica orientacion que cada modulo fotovoltaico a diagnosticar, o de realizar calculos de transposicion.
Un segundo metodo se basa en un aprendizaje del funcionamiento del sistema fotovoltaico. A partir de mediciones de producciones de energia pasadas, es posible deducir con ello un modelo de funcionamiento del sistema fotovoltaico, que sirve de referencia para detectar o no una anomalia de funcionamiento. El inconveniente de este metodo es que necesita la memorizacion de un numero importante de mediciones pasadas para ser pertinente. El mismo es ademas aproximativo ya que el modelo obtenido por mediciones pasadas no permite alcanzar una gran precision del funcionamiento en un momento actual.
Asi, un objeto general de la invencion es proponer una solucion mejorada para el diagnostico de un sistema fotovoltaico.
Mas precisamente, un objeto de la invencion es proponer una solucion adaptada a un sistema fotovoltaico complejo que comprenda una multitud de modulos fotovoltaicos, y que permita una deteccion fiable y de rendimiento de un fallo de un sistema fotovoltaico.
A este respecto, la invencion se basa en un procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico que comprende al menos un sub-campo fotovoltaico que incluye modulos fotovoltaicos con la misma orientacion e inclinacion, reagrupados en varios conjuntos de al menos un modulo fotovoltaico comparables, estando cada conjunto de al menos un modulo asociado con al menos un captador de medicion de una magnitud electrica caracteristica de dicho conjunto de al menos un modulo, caracterizado por que comprende las etapas siguientes:
- mediciones de al menos una magnitud electrica por cada captador en varios momentos de un periodo considerado;
- analisis de las mediciones de magnitud electrica que comprende las sub-etapas siguientes:
- calculo de un valor de referencia a partir de las mediciones de magnitud electrica asociadas con varios conjuntos de al menos un modulo del mismo sub-campo fotovoltaico mediante iteraciones que permitan poner a un lado en cada iteracion mediciones que corresponden a caidas de produccion de energia de un conjunto de al menos un modulo;
- comparacion de las mediciones asociadas con un conjunto de al menos un modulo con el valor de referencia en un tiempo seleccionado para deducir con ello o no un fallo de dicho conjunto de al menos un modulo en el indicado tiempo.
La etapa de calculo de un valor de referencia puede comprender iteraciones de las sub-etapas siguientes:
- inicializacion de un valor de referencia Pref a partir de la totalidad o parte de las mediciones Pmes de magnitud electrica;
- Apartado de las mediciones Pmes de magnitud electrica significativamente alejadas del valor de referencia Pref mediante un ensayo estadistico sobre una distribucion de valores representativos de la diferencia entre las mediciones y los valores de referencia, particularmente los valores (Pmes-Pref)/max(Pref, Pmes), consistiendo este ensayo estadistico entonces en apartar todas las mediciones Pmes que verifican: (Pmes-Pref)/max(Pref, Pmes) < -vo donde v es un parametro que puede ser fijado previamente y o es un valor umbral predefinido, y retorno a la etapa precedente si las iteraciones no estan terminadas.
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La etapa de calculo de un valor de referencia puede comprender en sus iteraciones la sub-etapa suplementaria siguiente:
- determinacion empirica del valor umbral a, y opcionalmente de la media g, como la diferencia tipo de la distribucion estadistica de valores representativos de la diferencia entre las mediciones y los valores de referencia, particularmente (Pmes-Pref)/max(Pref, Pmes), para todas las mediciones Pmes de magnitud electrica en el periodo de tiempo considerado y para todos los conjuntos de al menos un modulo considerados del mismo sub-campo fotovoltaico.
La etapa de calculo de un valor de referencia puede comprender una etapa de ensayo de fin de iteraciones que se basa en un contador de numero de iteraciones, siendo el final de las iteraciones determinado por un numero predefinido de iteraciones, o que se basa en el calculo de la diferencia de los valores de referencia entre las dos ultimas iteraciones, determinandose el final de las iteraciones cuando esta diferencia cae por debajo de un cierto umbral o basandose en la comparacion del numero de mediciones apartadas entre las dos ultimas iteraciones, determinandose el final de las iteraciones cuando esta diferencia cae bajo un cierto umbral.
La etapa de calculo de un valor de referencia puede comprender una etapa de tratamiento estadistico de las mediciones Pmes de magnitud electrica para apartar las mediciones Pmes de magnitud electrica aberrantes, particularmente por un ensayo de Hampel, que comprende el apartado de las mediciones que verifican el ensayo siguiente:
| Pmes - media (Pmes) | > R media (Pmes - media (Pmes))
Donde R es una constante fijada en funcion del numero de captadores del sistema fotovoltaico.
La etapa de comparacion de las mediciones de magnitud electrica con el valor de referencia puede comprender la comparacion de las mediciones de magnitud electrica de un cierto captador con el valor de referencia segun un analisis estadistico de las diferencias entre las indicadas mediciones de magnitud electrica y el valor de referencia, teniendo en cuenta la diferencia tipo y/o el valor medio.
La magnitud electrica medida puede ser la potencia producida por un conjunto de al menos un modulo fotovoltaico en un instante dado o la corriente o la tension en los terminales de al menos un modulo fotovoltaico en un instante dado.
El procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico puede comprender la realizacion de una etapa suplementaria de calculo de la perdida de energia resultante de un fallo del sistema fotovoltaico, a partir de la diferencia en cada instante entre la potencia de referencia calculada y la potencia real medida.
El procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico puede comprender una etapa de visualizacion por medio de una interfaz hombre maquina de un grafico que represente la totalidad o parte de los datos siguientes para un conjunto de al menos un modulo fotovoltaico considerado en funcion del tiempo:
- El numero de sub-periodos o un tiempo en un sub-periodo de ausencia de mediciones;
- El numero de sub-periodos o un tiempo en un sub-periodo de parada de produccion;
- El numero de sub-periodos o un tiempo en un sub-periodo de fallo.
La invencion se refiere tambien a un sistema fotovoltaico, caracterizado por que comprende al menos un sub-campo fotovoltaico que comprende modulos fotovoltaicos de identica orientacion e inclinacion, reagrupados en varios conjuntos de al menos un modulo fotovoltaico comparables, estando cada conjunto de al menos un modulo fotovoltaico asociado con al menos un captador de medicion de una magnitud electrica caracteristica de dicho conjunto de al menos un modulo fotovoltaico, caracterizado por que comprende una unidad de gestion que comprende medios logiciales que ponen en practica el procedimiento de diagnostico del sistema fotovoltaico tal como se ha descrito anteriormente.
El sistema fotovoltaico puede comprender varios sub-campos fotovoltaicos de orientacion y/o inclinacion diferentes, y la unidad de gestion puede poner en practica el procedimiento de diagnostico del sistema fotovoltaico tal como se ha descrito anteriormente comparando entre ellas las mediciones de magnitud electrica de conjuntos de al menos un modulo fotovoltaico de identica orientacion e inclinacion.
Un conjunto de al menos un modulo fotovoltaico puede ser una cadena de varios modulos fotovoltaicos conectados en serie y el captador de medicion de una magnitud electrica puede estar integrado en un ondulador asociado con la indicada cadena de modulos fotovoltaicos.
La invencion se refiere tambien a un soporte de registro de datos legible por un calculador en el cual esta registrado un programa de ordenador que comprende medios logiciales de puesta en practica de las etapas del procedimiento de diagnostico tal como se ha descrito anteriormente.
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Estos objetos, caracteristicas y ventajas de la presente invencion se expondran con detalle en la descripcion siguiente de un modo de realizacion particular realizado a titulo no limitativo en relacion con las figuras adjuntas entre las cuales:
La figura 1 representa un sistema fotovoltaico segun un modo de realizacion de la invencion.
La figura 2 representa un organigrama del procedimiento de diagnostico del sistema fotovoltaico segun el modo de realizacion de la invencion.
La figura 3 representa curvas de mediciones obtenidas, segun un escenario seleccionado, en una etapa de medicion del procedimiento de diagnostico segun el modo de realizacion de la invencion.
La figura 4 representa otras curvas de mediciones obtenidas segun el escenario seleccionado en una etapa de medicion del procedimiento de diagnostico segun el modo de realizacion de la invencion.
Las figuras 5a a 5d representan curvas de mediciones y una curva de valores de referencia en funcion del tiempo en iteraciones del procedimiento de diagnostico segun el escenario seleccionado y el modo de realizacion de la invencion.
La figura 6 se refiere a una presentacion grafica de las ausencias de medicion del sistema de diagnostico del sistema fotovoltaico.
La figura 7 se refiere a una presentacion grafica de los periodos de anomalia del sistema fotovoltaico.
Segun un modo de realizacion de la invencion representado por la figura 1, un sistema fotovoltaico 1 comprende los elementos siguientes:
- Un campo fotovoltaico que comprende todos los modulos fotovoltaicos 3, 3’ de generacion de energia electrica;
- Dos sub-campos fotovoltaicos 2, 2’ que comprenden cada uno modulos fotovoltaicos 3, 3’ de identica orientacion e inclinacion;
- Captadores 4, 4’ de medicion de una (o varias) magnitud electrica caracteristica del funcionamiento de modulos fotovoltaicos, estando cada captador 4, 4’ asociado con un conjunto de al menos un modulo fotovoltaico de un mismo sub-campo fotovoltaico 2, 2’, por ejemplo asociado con una cadena de modulos fotovoltaicos conectados en serie, que llamaremos simplemente «conjunto de modulos» en lo que sigue;
- Dispositivos de comunicacion 7, 7’ entre los captadores 4, 4’ y una unidad de gestion 10 del sistema fotovoltaico, para transmitir periodicamente o a peticion de la unidad de gestion 10 las mediciones realizadas por los captadores 4, 4’.
La unidad de gestion 10 se presenta en forma de una entidad de calculo, por ejemplo que comprende cualquier calculador con un soporte logicial y al menos una memoria electronica, para poner en practica las funcionalidades que se describiran a continuacion del procedimiento de diagnostico del sistema fotovoltaico 1. Esta unidad de gestion 10 puede estar fisicamente cerca del campo fotovoltaico o a distancia. La misma puede presentarse en forma de una sola entidad fisica o de varias entidades, por ejemplo por la disposicion de una sub-unidad por sub- campo fotovoltaico.
La unidad de gestion 10 pone en practica el procedimiento de diagnostico, representado esquematicamente por el organigrama de la figura 2, y forma asi un dispositivo de diagnostico del sistema fotovoltaico. Este procedimiento se basa en la suma de datos medidos en un sub-campo fotovoltaico, siendo estos datos comparables por consiguiente orientados e inclinados de la misma manera, con el fin de obtener un valor de referencia representativo del funcionamiento «normal» de dicho sub-campo fotovoltaico, para poder seguidamente comparar diversos sub- conjuntos de produccion de dicho sub-campo fotovoltaico con este valor de referencia. La descripcion dada a continuacion detallara un modo de realizacion de la invencion utilizando estos principios.
El procedimiento de diagnostico comprende una etapa E1 de recepcion periodica de los datos digitales de las mediciones de una magnitud electrica, que llamaremos mas simplemente «mediciones», transmitidas por la totalidad o parte de los captadores 4, 4’ del sistema fotovoltaico 1.
Ventajosamente, esta magnitud electrica medida es la potencia electrica proporcionada por un conjunto de modulos fotovoltaicos 3, 3’ asociado con el captador 4, 4’ considerado. En variante, esta magnitud electrica podria ser la tension en los terminales de este conjunto de modulos fotovoltaicos, la corriente de salida, continua o alterna...Estas mediciones transmitidas por los diferentes captadores se memorizan en una memoria electronica de la unidad de gestion 10. Notese, que es posible utilizar uno (o varios) captador 4, 4’ por modulo fotovoltaico (en el caso particular donde el conjunto de modulos se reduce a un solo modulo), o de preferencia uno (o varios) captador para un conjunto de varios modulos fotovoltaicos del mismo sub-campo. Por ejemplo, estas mediciones pueden ser realizadas a nivel de un ondulador asociado con el sub-campo en cuestion.
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Un modo de realizacion de la invencion consiste en considerar como conjuntos de modulos los modulos fotovoltaicos asociados en serie, a veces llamados cadenas o por la denominacion inglesa «string», y cuya corriente continua producida es transmitida a un ondulador que transformara esta corriente continua en corriente alterna y permitira la compatibilidad y la conexion del sistema fotovoltaico con un sector electrico mas vasto o convencional. En esta configuracion, la magnitud electrica considerada puede ser obtenida a partir de una medicion a nivel del ondulador. El ondulador cumple asi tambien la funcion del captador. Si esta magnitud es la potencia, existen por ejemplo tres metodos posibles para medirla.
- Se puede considerar la medicion de potencia continua disponible directamente a nivel del ondulador; y/o
- Se puede deducir la potencia por el producto de la corriente continua y de la tension continua, siendo estas dos magnitudes electricas medidas a nivel del ondulador; y/o
- Se puede deducir la potencia por el producto de la corriente y de la tension, siendo la corriente medida a nivel de la cadena de modulos fotovoltaicos (y ya no a nivel del ondulador como en el punto anterior).
Estos tres metodos potenciales permiten seleccionar la medicion de mas rendimiento, por ejemplo observando sucesivamente la diferencia entre cada una de las mediciones segun las tres propuestas indicadas anteriormente y un valor de potencia de referencia en un cierto tiempo, y seleccionado la propuesta de medicion que permite alcanzar la diferencia tipo minima de la distribucion de estas diferencias en este tiempo. En variante, la seleccion puede ser simplemente dictada por la precision intrinseca de los captadores utilizados segun los tres metodos.
La figura 3 ilustra a titulo de ejemplo los datos digitales de mediciones memorizadas para el primer sub-campo 2. Mas precisamente, muestra las curvas 20 de evolucion en funcion del tiempo de las mediciones de potencia para los seis conjuntos o cadenas de modulos fotovoltaicos del primer sub-campo 2, en un periodo de tiempo de una jornada. Notese que el modo de realizacion selecciona la jornada como sub-periodo de tratamiento: naturalmente, la misma propuesta podria funcionar con un periodo de tiempo diferente. Todas las curvas 20 obtenidas estan sustancialmente superpuestas, lo cual corresponde a un funcionamiento a priori normal del sub-campo observado, en el cual todos los conjuntos de modulos fotovoltaicos identicos, orientados e inclinados de la misma forma, reciben la misma energia solar y producen la misma potencia electrica.
La figura 4 representa las curvas obtenidas para el segundo sub-campo 2’ en el mismo periodo de tiempo (el segundo sub-campo 2’ comprende aqui tambien seis conjuntos de modulos). Contrariamente al resultado anterior, aparecen, particularmente entre las l2h y 17h, diferencias importantes entre numerosas curvas. Esta configuracion ilustra una situacion anormal, en la cual una parte del sub-campo fotovoltaico esta oculta por un sombreado, lo cual hace caer la produccion electrica de los modulos fotovoltaicos en cuestion.
El procedimiento utiliza una etapa de analisis E2 para permitir identificar mas precisamente las mediciones que traducen una anomalia en el funcionamiento del sistema fotovoltaico, mediante un analisis de las mediciones memorizadas en la etapa precedente.
Esta etapa de analisis E2 se basa en la comparacion de las diferentes mediciones de un mismo sub-campo. Sin embargo, si se considera que el sub-campo comprende N conjuntos de modulos fotovoltaicos, y por consiguiente N mediciones en un instante dado, una primera aproximacion consistente en realizar todas las combinaciones de comparacion de las mediciones dos por dos que necesitaria N(N-1)/2 comparaciones, lo cual se volveria rapidamente muy largo y pesado de tratar.
Asi, segun el modo de realizacion, esta etapa de analisis comprende las sub-etapas siguientes:
- Una etapa de calculo E21 de un valor de referencia Pref a partir de las N mediciones consideradas;
- Una etapa de comparacion E22 de cada medicion con el valor de referencia, para obtener un diagnostico de los conjuntos de modulos fotovoltaicos.
Observese que, el valor de referencia Pref podria ser una media de las N mediciones en cada momento: sin embargo, una solucion de este tipo no seria pertinente en el caso en que una superficie importante del sub-campo fotovoltaico fuese victima de un sombreado o de un fallo, es decir que los conjuntos de modulos fotovoltaicos de la superficie en cuestion no recibiesen ya la energia solar total que deberian recibir idealmente y/o proporcionarian una potencia fuertemente reducida.
Asi, el valor de referencia elaborado corresponde al valor que seria obtenido sin anomalia, por ejemplo sin el sombreado mencionado. Para lograr este resultado, segun un modo de realizacion de la invencion, la etapa de calculo E21 de este valor de referencia comprende las iteraciones siguientes:
- Inicializacion de E211 del valor de referencia Pref por la media de cada instante de p mediciones consideradas Pmes : Pref = media (Pmesi) (i=1 a p). Este calculo es por consiguiente realizado para todos los instantes considerados;
- Analisis de E212 de la distribucion estadistica de los valores (Pmesi-Pref)/max(Pref, Pmesi), o en variante de cualquier magnitud representativa de la diferencia de una medicion con el valor de referencia, como por
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ejemplo (Pmesi-Pref)/Pref o (Pmesi-Pref)Pmesi), incluso simplemente la diferencia (Pmesi-Pref). Este analisis permite calcular de forma emprnca la diferencia tipo ai de la distribucion i (i=1 a p), y opcionalmente la media pi de esta distribucion i. Este analisis se repite por separado para cada conjunto de al menos un modulo, considerando todas las mediciones asociadas con este conjunto en el periodo de tiempo considerado, lo cual permite obtener un valor emprnco de diferencia tipo ai para cada conjunto; en variante, un valor a podrfa fijarse como una constante del sistema, o indicada por un operador mediante una interfaz hombre maquina del sistema de diagnostico. Sin embargo, segun este modo de realizacion ventajoso, el mismo se calcula emprncamente a partir de las mediciones, lo cual permite tener en cuenta incertidumbres asociadas con los captadores de medicion;
- Dejar a un lado E213 de las mediciones significativamente alejadas del valor de referencia Pref. Esta decision puede ser tomada por el ensayo estadfstico llamado vai, donde ai es la diferencia tipo de la distribucion obtenida emprncamente en la etapa precedente, o fijada de distinto modo por defecto. Este ensayo consiste en separar todas las mediciones Pmesi de todos los conjuntos de al menos un modulo en un instante dado del sub-campo considerado que verifica:
(Pmesi-Pref)/max(Pref, Pmesi) < -vai donde v es un parametro que puede ser fijado previamente, por ejemplo igual a 3, incluso entre 2 y 3 incluidos. Al final de esta etapa, las mediciones demasiado bajas que corresponden a anomalfas y a cafdas de produccion de energfa, son apartadas. Este ensayo se repite por separado para cada conjunto de al menos un modulo, considerando asf por separado cada distribucion estadfstica por conjunto de mediciones obtenido por cada captador 4, 4’.
En resumen, las etapas precedentes permiten construir las distribuciones estadfsticas para cada conjunto de modulos, a partir de las mediciones obtenidas para cada conjunto de modulos en cada instante, en el periodo de tiempo considerado, segun el periodo de adquisicion seleccionado.
En la primera iteracion, las N mediciones son consideradas (p = N), para cada instante del periodo de tiempo considerado, correspondiendo cada instante a los instantes de mediciones. Luego, a medida de las iteraciones, los valores son apartados y la iteracion es repetida con los p valores restantes, siempre para cada instante del periodo de tiempo considerado. Estas iteraciones toman en cuenta todas las mediciones comparables, es decir procedentes de modulos fotovoltaicos de identica orientacion e inclinacion, es decir segun las definiciones precedentes de todos los conjuntos de al menos un modulo fotovoltaico de un mismo sub-campo fotovoltaico. Este proceso iterativo es por consiguiente utilizado varias veces, para cada sub-campo fotovoltaico. Ademas, estas iteraciones pueden ser utilizadas en cualquier tiempo que un operador desee analizar, de preferencia lo suficientemente largo para obtener un numero de mediciones importante y permitir un tratamiento estadfstico eficaz. Asp estas iteraciones pueden ser utilizadas considerando cualquier duracion de tiempo seleccionada, por ejemplo por un tiempo de una jornada, o por un tiempo de uno o varios meses.
El fin de las iteraciones esta determinado por una etapa de ensayo E214 de final de iteraciones: este ensayo puede basarse en un simple contador de numero de iteraciones, determinandose el final para un numero predefinido de iteraciones, por ejemplo entre 10 y 30. En variante, la etapa de ensayo E214 de final de iteraciones puede basarse en la comparacion de la diferencia entre dos valores de referencia obtenidos en las dos ultimas iteraciones. En variante, esta etapa de ensayo E214 de final de las iteraciones puede comparar el numero de puntos rechazados en la iteracion corriente con el de la iteracion precedente, y decidir el final de las iteraciones si la diferencia relativa entre estos numeros es lo suficientemente baja, por ejemplo inferior o igual al 1%. A la salida de estas iteraciones, la etapa E21 del procedimiento ha definido un valor de referencia en funcion del tiempo sobre el periodo considerado. Observese que este valor de referencia corresponde finalmente a la media de las mediciones, de las cuales se han aparatado las mediciones que corresponden a anomalfas. Este valor de referencia corresponde asf a un valor que deberfa constatarse a nivel de un conjunto de modulos que funcionan normalmente. El hecho de obtener este valor por medio de varias iteraciones permite obtener un valor pertinente en todas las situaciones, incluso las muy desfavorables para las cuales existe un porcentaje de anomalfas importante, por ejemplo debido a un sombreado que altera una superficie importante de un sub-campo fotovoltaico.
Las figuras 5a a 5d ilustran asf el mecanismo del modo de realizacion de la invencion, aplicado al escenario representado por la figura 4 para el segundo sub-campo 2’ del sistema fotovoltaico. La figura 5a, que corresponde a la figura 4, representa diferentes curvas de mediciones recibidas por la unidad de gestion 10 desde los diferentes captadores del segundo sub-campo en el periodo de tiempo considerado, de una jornada de sol en este ejemplo. La curva 21 representa mas precisamente el valor medio de estas mediciones. La figura 5b representa la curva 21 de los valores de referencia en funcion del tiempo despues de la ejecucion de la primera iteracion de la etapa de calculo E21, la figura 5c esta misma curva 21 despues de la segunda iteracion y la figura 5d esta misma curva despues de la tercera y ultima iteracion. Como se refleja, la curva 21 de los valores de referencia tiende a superponerse en las curvas 20 de mayores mediciones de los conjuntos de modulos del sub-campo fotovoltaico 2’. Observese que en otros escenarios, algunas mediciones podrfan ser demasiado importantes y bien sea apartadas por el procedimiento, particularmente por la variante de realizacion descrita a continuacion, o mantenidas pero en este caso la curva de los valores de referencia no se aproximarfa.
Segun un variante del modo de realizacion de la invencion, una etapa complementaria del tratamiento estadfstico E210 de la distribucion pone en practica un ensayo de Hampel. Esta etapa esta integrada en el seno de las
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iteraciones de la etapa de calculo E21 por un valor de referencia, y permite separar las mediciones Pmes que verifican el ensayo siguiente:
| Pmes - media (Pmes) | > R media (Pmes - media (Pmes))
Donde R es una constante fijada en funcion del numero de captadores o sistema fotovoltaico, y por consiguiente en funcion del numero de mediciones, por ejemplo a partir de un metodo de emision Monte Carlo. Esta etapa de tratamiento estadistico E210 puede ser realizada como preambulo de las otras etapas de las iteraciones. Este ensayo complementario permite diferenciar simplemente los valores que son todos evidencias anormales, que son aberrantes, particularmente las mediciones fuertemente por encima o por debajo de las otras. Este ensayo solo no seria sin embargo suficiente, y esta etapa no puede substituir a la etapa de separacion E213 descrita anteriormente.
Segun otra variante, cualquier calculo equivalente a un ensayo de Hampel, que permite diferenciar valores muy alejados de los otros, podria ser utilizado. A titulo de ejemplo, los ensayos o metodos conocidos siguientes, por su denominacion inglesa, podrian en variante ser implementados: Thompson Tau test, Grubbs test, Tietjen-Moore test, Boxplot methode, Moving window filtering methode (filtrado por ventanas dinamicas), Generalized Extreme Studentized Deviate test.
Cuando se ha calculado el valor de referencia Pref, el procedimiento utiliza una etapa de comparacion E22 que consiste en comparar las mediciones de un cierto captador con el valor de referencia, en todo un tiempo considerado. Segun una primera aproximacion simple, todas las mediciones alejadas de un cierto porcentaje predefinido, por ejemplo para una diferencia superior o igual al 10%, incluso superior o igual al 5%, se consideran como anomalias. En variante preferida, esta etapa de comparacion utiliza un analisis estadistico de las diferencias entre las mediciones y el valor de referencia: estas diferencias o todas las magnitudes equivalentes forman una distribucion de datos segun una ley normal, lo cual permite ventajosamente tratarlos estadisticamente, particularmente a partir de la diferencia tipo y/o el valor medio. Esta configuracion permite un tratamiento ventajoso y bien controlado y fiable. Si el valor medio de esta distribucion se aparta de un valor nulo de un cierto umbral, entonces eso significa que existe una derivacion cuyo origen puede estar relacionado con perdidas de energia en el seno de componentes del sistema fotovoltaico. Naturalmente, la diferencia tipo permite caracterizar la dispersion de la distribucion estadistica. Cuando este analisis muestra anomalias a nivel de un cierto conjunto de modulos, un ensayo complementario puede consistir en observar el reparto de estas anomalias en el tiempo, o en volver a realizar este ensayo sobre los sub-periodos para comprobar si las anomalias se repiten en todo el periodo o se concentran en un cierto periodo de tiempo, lo cual puede por ejemplo corresponder a un sombreado.
Asi, la etapa de comparacion E22 permite deducir el posicionamiento de un eventual fallo en el sub-campo fotovoltaico, por mediacion de las mediciones locales realizadas.
En complemento, el procedimiento permite tambien la realizacion de una etapa de calculo de la perdida de energia E23 resultante de una anomalia, ya que el valor de referencia permite conocer la situacion que habria sido obtenida sin anomalia. Para eso, la perdida se calcula a partir de la diferencia entre la potencia de referencia calculada en cada instante y la potencia real observada, para un sub-campo o una sub-parte del sub-campo y en cualquier periodo de tiempo deseado. Esta etapa permite tambien estimar la produccion de energia del sistema fotovoltaico en su estado normal.
De preferencia, los diferentes captadores del sistema fotovoltaico transmiten mediciones en los mismos instantes, segun un mismo periodo, para permitir en un instante dado comparar las diferentes mediciones. En variante, estos periodos de mediciones podrian ser diferentes, y otros valores intermedios podrian ser extrapolados a partir de ciertas mediciones, y considerados como mediciones en la realizacion del procedimiento.
Por otra parte, el procedimiento proporciona rendimiento considerando varios conjuntos de modulos comparables. Para eso, es ventajoso disponer de al menos tres conjuntos. Ademas, estos conjuntos de modulos tienen una misma orientacion e inclinacion, como se ha explicado anteriormente, pero presentan tambien una misma arquitectura: un mismo numero de modulos fotovoltaicos, del mismo tipo de modulos fotovoltaicos. En variante, algunos conjuntos de modulos pueden presentar diferencias, que pueden ser compensadas en calculos, para comparar mediciones comparables. A titulo de ejemplo, los conjuntos de modulos pueden estar asociados con potencias cresta diferentes, y el procedimiento pone entonces en practica una etapa previa de normalizacion de las mediciones dividiendola por su potencia cresta respectiva.
Parece asi que el procedimiento es sencillo de poner en practica, no necesitando recursos intensos, pero puede ser puesto en practica con una unidad de gestion sencilla obteniendo tiempos de calculo muy bajos, lo cual puede permitir una puesta en practica muy frecuente y/o a partir de un gran numero de mediciones, tomadas segun una frecuencia elevada.
El procedimiento ha sido descrito como que permite un analisis a posteriori, analizando por ejemplo todas las mediciones obtenidas en una jornada pasada para deducir de ellas un diagnostico del funcionamiento de un sistema fotovoltaico. Como el procedimiento es sencillo y rapido de poner en practica, puede ser ejecutado numerosas
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veces, en periodos de tiempo bastante cortos, lo cual permite obtener un diagnostico casi en tiempo real, para realizar acciones rectificativas muy rapidamente si es necesario y mantener la produccion de energia en su maximo en cualquier momento.
Naturalmente, en caso de deteccion de una anomalia, el procedimiento puede activar la transmision de una alerta a un operador, mediante cualquier interfaz hombre maquina.
A este respecto, un problema tecnico complementario a la invencion descrita anteriormente se plantea: ^como presentar los resultados de diagnostico de forma manejable y con rendimiento a un operador para que pueda explotarlos facilmente?
Un acercamiento consiste en presentar a un operador los datos siguientes, por ejemplo en una pantalla asociada con la unidad de gestion 10 del sistema fotovoltaico, en un mismo grafico que represente un numero de horas (o de cualquier otra unidad temporal) en funcion del tiempo, o en varios graficos distintos, para un conjunto de al menos un modulo considerado:
- El numero de horas de falta de mediciones, lo cual puede traducir un fallo material del sistema, por ejemplo a nivel del o de los captadores 4, 4’ en cuestion, y lo cual no permite la realizacion correcta del procedimiento de diagnostico si estas faltas son importantes, y no permite por consiguiente deducir una anomalia de produccion fotovoltaica;
- El numero de horas de parada de produccion de un conjunto de modulos, en cuyo caso la puesta en practica del procedimiento de diagnostico descrito anteriormente no es pertinente;
- El numero de horas de la anomalia.
La figura 6 representa asi una curva 23 que ilustra un numero de horas de irradiacion no nula, o de irradiacion explotable, a nivel de un conjunto de modulos particular del sistema fotovoltaico, en funcion del tiempo. En este grafico, se anaden marcas 25, en forma de simples cruces, para cada dia o cualquier subperiodo por un tiempo seleccionado, que representan el numero de horas durante las cuales el sistema de diagnostico del sistema fotovoltaico recibe mediciones. Por ultimo, una curva 24, separada por un cierto umbral constante de la curva 23 es representada, siendo este umbral seleccionado a una hora segun el ejemplo representado. La figura 6 permite asi apercibirse facilmente que el sistema de diagnostico no ha funcionado en todo el periodo indicado «OUT», para el cual el numero de horas de mediciones ha caido por debajo de la curva umbral 24. Pone tambien en evidencia algunos dias mas o menos aislados fuera de este periodo, para los cuales el sistema de diagnostico ha fallado, al no funcionar durante mas de una hora mas alla de la irradiacion disponible. Al contrario, todas las marcas 25 situadas por encima de la curva 24 corresponden a periodos de buen funcionamiento del sistema de diagnostico, ya que las mediciones de seguimiento se realizan en numero suficiente. Naturalmente, los periodos seleccionados de numero de horas en ordenadas, y de meses/dias en abscisas pueden ser modificados en cualquier otra unidad de medicion del tiempo.
Segun el mismo acercamiento, puede seleccionarse representar en dicho grafico el numero de horas de parada de produccion de un cierto conjunto de modulos y el numero de horas de funcionamiento con anomalias, obtenido por la puesta en practica del procedimiento de diagnostico descrito anteriormente. Para eso, el procedimiento puede ser realizado en sub-periodos de una hora. A titulo de ejemplo, la figura 7 representa un mismo grafico en el cual se han anadido marcas 26 que representan el numero de horas por dia durante las cuales la produccion de energia se considera sin anomalia.

Claims (13)

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    REIVINDICACIONES
    1. Un procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico (1) que comprende al menos un sub-campo fotovoltaico (2) que comprende modulos fotovoltaicos con la misma orientacion e inclinacion, reagrupados en varios conjuntos de al menos un modulo (3) fotovoltaico comparables, estando cada conjunto de al menos un modulo (3) asociado con al menos un captador (4, 4’) de medicion de una magnitud electrica caracteristica de dicho conjunto de al menos un modulo (3), caracterizado por que comprende las etapas siguientes:
    - (E1) - mediciones de al menos una magnitud electrica por cada captador (4, 4’) en varios momentos de un periodo considerado;
    - (E2) - analisis de las mediciones de magnitud electrica que comprende las sub-etapas siguientes:
    - (E21) - calculo de un valor de referencia a partir de las mediciones de magnitud electrica asociadas con varios conjuntos de al menos un modulo (3) del mismo sub-campo fotovoltaico (2) mediante iteraciones que permiten poner a un lado en cada iteracion mediciones que corresponden a caidas de produccion de energia de un conjunto de al menos un modulo;
    - (E22) - comparacion de las mediciones asociadas con un conjunto de al menos un modulo (3) con el valor de referencia en un tiempo seleccionado para deducir con ello o no un fallo de dicho conjunto de al menos un modulo (3) en el indicado tiempo.
  2. 2. Procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico (1) segun la reivindicacion anterior, caracterizado que la etapa de calculo de un valor de referencia (E21) comprende iteraciones de las sub-etapas siguientes:
    (E211): inicializacion de un valor de referencia Pref a partir de la totalidad o parte de las mediciones Pmes de magnitud electrica;
    (E213): Apartar las mediciones Pmes de magnitud electrica significativamente alejadas del valor de referencia Pref mediante un ensayo estadistico sobre una distribucion de valores representativos de la diferencia entre las mediciones y los valores de referencia, particularmente los valores (Pmes- Pref)/max(Pref, Pmes), consistiendo este ensayo estadistico entonces en apartar todas las mediciones Pmes que verifican:
    (Pmes.Pref)/max(Pref, Pmes) < -vo donde v es un parametro que puede ser fijado previamente y o es un valor umbral predefinido, y retorno a la etapa precedente si las iteraciones no estan terminadas.
  3. 3. Procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico (1) segun la reivindicacion precedente, caracterizado por que la etapa de calculo de un valor de referencia (E21) comprende en sus iteraciones la sub-etapa suplementaria siguiente:
    (E212) determinacion empirica del valor umbral o, y opcionalmente de la media g, como la diferencia tipo de la distribucion estadistica de valores representativos de la diferencia entre las mediciones y los valores de referencia, particularmente (Pmes-Pref)/max(Pref, Pmes), para todas las mediciones Pmes de magnitud electrica en el periodo de tiempo considerado y para todos los conjuntos de al menos un modulo (3) considerados del mismo sub-campo fotovoltaico (2).
  4. 4. Procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico (1) segun una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la etapa de calculo de un valor de referencia (E21) comprende una etapa de ensayo (E214) de fin de iteraciones que se basa en un contador de numero de iteraciones, siendo el final de las iteraciones determinado por un numero predefinido de iteraciones, o que se basa en el calculo de la diferencia de los valores de referencia entre las dos ultimas iteraciones, determinandose el final de las iteraciones cuando esta diferencia cae bajo un cierto umbral o basandose en la comparacion del numero de mediciones apartadas entre las dos ultimas iteraciones, determinandose el final de las iteraciones cuando esta diferencia cae bajo un cierto umbral.
  5. 5. Procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico (1) segun una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la etapa de calculo de un valor de referencia (E21) comprende una etapa de tratamiento estadistico (E210) de las mediciones Pmes de magnitud electrica para apartar las mediciones Pmes de magnitud electrica aberrantes, particularmente por un ensayo de Hampel, que comprende el apartado de las mediciones que verifican el ensayo siguiente:
    | Pmes - media (Pmes) | > R media (Pmes - media (Pmes))
    Donde R es una constante fijada en funcion del numero de captadores del sistema fotovoltaico.
  6. 6. Procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico (1) segun una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la etapa de comparacion de las mediciones de magnitud electrica con el valor de referencia
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    (E22) comprende la comparacion de las mediciones de magnitud electrica de un cierto captador con el valor de referencia segun un analisis estadistico de las diferencias entre las indicadas mediciones de magnitud electrica y el valor de referencia, tomando en cuenta la diferencia tipo y/o el valor medio.
  7. 7. Procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico (1) segun una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la magnitud electrica medida es la potencia producida por un conjunto de al menos un modulo fotovoltaico (3) en un instante dado o la corriente o la tension en los terminales de al menos un modulo fotovoltaico (3) en un instante dado.
  8. 8. Procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico (1) segun la reivindicacion anterior, caracterizado por que comprende la realizacion de una etapa suplementaria de calculo de la perdida de energia (E23) resultante de un fallo del sistema fotovoltaico, a partir de la diferencia en cada instante entre la potencia de referencia calculada y la potencia real medida.
  9. 9. Procedimiento de diagnostico de un sistema fotovoltaico (1) segun una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que comprende una etapa de visualizacion por medio de una interfaz hombre maquina de un grafico que representa la totalidad o parte de los datos siguientes para un conjunto de al menos un modulo fotovoltaico considerado en funcion del tiempo:
    - El numero de sub-periodos o un tiempo en un sub-periodo de ausencia de mediciones;
    - El numero de sub-periodos o un tiempo en un sub-periodo de parada de produccion;
    - El numero de sub-periodos o un tiempo en un sub-periodo de fallo.
  10. 10. Sistema fotovoltaico (1), caracterizado por que comprende al menos un sub-campo fotovoltaico (2, 2’) que comprende modulos fotovoltaicos de identica orientacion e inclinacion, reagrupados en varios conjuntos de al menos un modulo (3, 3’) fotovoltaico comparables, estando cada conjunto de al menos un modulo (3, 3’) fotovoltaico asociado con al menos un captador (4, 4’) de medicion de una magnitud electrica caracteristica de dicho conjunto de al menos un modulo fotovoltaico (3, 3’), caracterizado por que comprende una unidad de gestion (10) que comprende medios logiciales que ponen en practica el procedimiento de diagnostico del sistema fotovoltaico (1) segun una de las reivindicaciones anteriores.
  11. 11. Sistema fotovoltaico (1) segun la reivindicacion anterior, caracterizado por que comprende varios sub-campos fotovoltaicos (2, 2’) de orientacion y/o inclinacion diferentes, y por que la unidad de gestion (10) pone en practica el procedimiento de diagnostico del sistema fotovoltaico (1) segun una de las reivindicaciones 1 a 9, comparando entre ellas las mediciones de magnitud electrica de conjuntos de al menos un modulo fotovoltaico de identica orientacion e inclinacion.
  12. 12. Sistema fotovoltaico (1) segun la reivindicacion 10 u 11, caracterizado por que un conjunto de al menos un modulo (3, 3’) fotovoltaico es una cadena de varios modulos fotovoltaicos conectados en serie y por que el captador (4, 4’) de medicion de una magnitud electrica esta integrado en un ondulador asociado con la indicada cadena de modulos fotovoltaicos.
  13. 13. Soporte de registro de datos legible por un calculador en el cual se ha registrado un programa de ordenador que comprende medios logiciales de puesta en practica de las etapas del procedimiento de diagnostico segun una de las reivindicaciones 1 a 9.
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