EP4179614A1 - Procédé de détection de défaillance d'un onduleur photovoltaïque - Google Patents

Procédé de détection de défaillance d'un onduleur photovoltaïque

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Publication number
EP4179614A1
EP4179614A1 EP21742362.3A EP21742362A EP4179614A1 EP 4179614 A1 EP4179614 A1 EP 4179614A1 EP 21742362 A EP21742362 A EP 21742362A EP 4179614 A1 EP4179614 A1 EP 4179614A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
inverter
cycles
time profile
performance
photovoltaic
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP21742362.3A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Gilbert EL HAJJE
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Electricite de France SA
Original Assignee
Electricite de France SA
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Filing date
Publication date
Application filed by Electricite de France SA filed Critical Electricite de France SA
Publication of EP4179614A1 publication Critical patent/EP4179614A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

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Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M1/00—Details of apparatus for conversion
    • H02M1/32—Means for protecting converters other than automatic disconnection
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01R—MEASURING ELECTRIC VARIABLES; MEASURING MAGNETIC VARIABLES
    • G01R31/00—Arrangements for testing electric properties; Arrangements for locating electric faults; Arrangements for electrical testing characterised by what is being tested not provided for elsewhere
    • G01R31/40—Testing power supplies
    • G01R31/42—AC power supplies
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the present disclosure relates to the field of photovoltaic energy, and relates more specifically to methods for detecting failure of photovoltaic inverters and to computer programs, recording media and processing circuits allowing the implementation such detection methods.
  • O&M operations and maintenance
  • the present invention improves the situation.
  • a method for detecting failure of a photovoltaic inverter comprising:
  • each cycle of the cyclic time profile comprising a clear disconnection of the inverter by a dry contact, followed by a reconnection of the inverter, obtaining a plurality of measurements of an electrical quantity indicative of an electrical efficiency of the inverter, each measurement being associated with a respective cycle of the time profile cyclic,
  • the present invention therefore deals exclusively with the problem of the degradation of performance and the reliability of inverters, with the aim of proposing a solution that can be used for preventive and corrective purposes, making it possible to predict these problems before undergoing them or correct them after detection, through a rigorous qualification methodology before and after they are put into operation.
  • the disclosed method therefore makes it possible to carry out preventive maintenance operations by early detection of reliability problems before the commissioning of the inverters as well as corrective maintenance operations on inverters for which performance problems have already been detected.
  • the input of the inverter is coupled to an electric generator and at least one cyclical time profile is predetermined and generated by the electric generator.
  • an electric generator it is possible for example to simulate the producible of a photovoltaic installation, and thus to apply, to an inverter at the output of production, a temporal profile alternating periods of cuts and periods representative of its future operating conditions in a photovoltaic power plant.
  • the method is implemented for at least two different predetermined cyclic time profiles applied successively.
  • the duration of the cycles is different for each predetermined time profile.
  • the duration of the connection intervals is different for each predetermined time profile.
  • the duration of the cut-off intervals is different for each predetermined time profile.
  • the number of cycles is different for each predetermined time profile.
  • the input of the inverter is coupled to at least one photovoltaic panel and a cyclic time profile is generated by the photovoltaic panel exposed to an incident solar flux.
  • the method comprises:
  • the physical parameter is a temperature of the inverter measured by a temperature sensor.
  • the physical parameter is an irradiance of the photovoltaic panel measured by an irradiance sensor.
  • the indicator is a total conversion efficiency of the inverter, defined as a convolution product of an AC/DC conversion efficiency of the inverter and a conversion efficiency at the maximum point power of the inverter, and the physical parameter is the AC/DC conversion efficiency of the inverter.
  • a computer program is also proposed comprising instructions for implementing the above method when this program is executed by a processor.
  • a non-transitory recording medium readable by a computer is also proposed on which is recorded a program for the implementation of the above method when this program is executed by a processor.
  • a processing circuit is also proposed comprising a processor connected to a communication interface and to the above non-transitory recording medium.
  • FIG. 1 represents, in an exemplary embodiment, a photovoltaic installation.
  • FIG. 2 represents, in an exemplary embodiment, a flowchart of a general algorithm of a computer program for the implementation of a method for detecting failure of a photovoltaic inverter.
  • Fig. 3 represents, in an exemplary embodiment, a flowchart of a general algorithm of a computer program for the implementation of a method for detecting failure of a photovoltaic inverter.
  • FIG. 3 represents, in an exemplary embodiment, the average daily temperature as well as the total efficiency of an inverter over a period of time.
  • FIG. 4 represents, in an exemplary embodiment, the total daily irradiance of a photovoltaic installation as well as the total efficiency of an inverter of this installation during a time period.
  • FIG. 5 represents, in an exemplary embodiment, the efficiency hMRRt( ⁇ ) ⁇ b searching for the maximum power point as well as the total efficiency tot(t) of an inverter during a time period.
  • FIG. 1 represents, in one embodiment of the invention, an example of a photovoltaic installation.
  • the photovoltaic installation comprises a plurality of photovoltaic panels (1).
  • Each panel or group of panels is made up of photovoltaic cells capable of converting solar energy into direct current (DC) electrical energy.
  • the energy delivered by the photovoltaic cells depends on a complex equation relating the solar radiation, the temperature, and the total resistance of the circuit, which leads to a nonlinear output power.
  • an inverter is by definition an element based on power electronics. More precisely, the inverter comprises two stages of power electronics.
  • the first stage has a charge regulator function, which is capable of continuously analyzing the output of the photovoltaic cells in order to adjust the most appropriate resistance to be applied in order to supply the maximum power to the electrical network at the output.
  • the first stage of power electronics ensures a choice of a maximum possible current/voltage pair.
  • the second stage downstream, has a DC/AC converter function, which converts the DC current at the maximum power point into an AC current which is delivered to the electrical network at the output.
  • the DC/AC conversion efficiency can be determined by a specific, experimental measurement, under standardized operating conditions.
  • inverters are exposed to a combination of these two types of stress. Irreversible degradation of the performance of the inverter is very often induced, directly impacting the search efficiency of the maximum power point and/or the DC/AC conversion efficiency, thus degrading the technical and financial performance of the photovoltaic power plant which supplies thus less energy to the electrical network.
  • FIG. 2 represents a flowchart of a general algorithm of a computer program for the implementation of a method for detecting failure of a photovoltaic inverter.
  • it is proposed to subject the inverter to a combination of thermal stresses and electrical stresses.
  • the ambient temperature of the photovoltaic installation as a whole is therefore a thermal stress experienced.
  • the internal temperature of the inverter is a thermal stress affected by the predetermined electrical stresses and typically results from energy dissipation by Joule effect.
  • the electrical stresses are predetermined and generated by a TR remote switch (5) connected to the OND inverter (4).
  • the TR remote switch (5) is controlled COM TR (S2) by a processing circuit comprising a processor CPU (7) connected to a memory MEM (8) and to a communication interface INT (6) to perform a succession clean disconnections and reconnections of the inverter (4).
  • definite disconnection means an abrupt variation in the power supply, without temporal damping.
  • the inverter is thus switched off instantly. This clean disconnection can be implemented at the level of the AC electrical circuit at the input of the inverter or at the level of the DC electrical circuit at the output of the inverter.
  • This succession obeys a predetermined cyclical or periodic program which can be defined by four parameters, namely:
  • a first proposed predetermined cyclical program can be defined as spreading over a total duration of 2 days, with a frequency of 4 daily outage periods, each outage period lasting one hour and being followed by a five-hour operating period, for a cumulative total of 8 clear disconnections and 8 reconnections.
  • a second predetermined cyclic program proposed, both more intensive and longer, can be defined as spreading over a total duration of 16 days, with a frequency of 24 daily cut-off periods, each cut-off period lasting 30 minutes and being followed by a period of operation of 30 minutes, for a cumulative total of 320 frank disconnections and 320 reconnections.
  • a succession of different predetermined cyclic programs of different intensity can be implemented to successively test the robustness of the inverter for different operating conditions.
  • an inverter installed in a photovoltaic power plant is subject to an accumulation of stresses, in particular thermal and electrical.
  • the demand doses of the inverters vary from one installation to another, in particular due to the climate. For example, some facilities are located in desert regions where sandstorms occur, resulting in higher thermal and mechanical stresses than facilities located in more temperate climates.
  • the solicitation doses of the inverters vary from one installation to another also because of the operating conditions and the modes of use of photovoltaic energy. Some installations may impose a specific configuration of the inverters in order to ensure voltage withstand in the face of voltage dips detected on the downstream electrical network. In addition, some installations have the option of storing part of the electrical energy produced, or not, by generating a reagent. Such installations are controlled differently from other installations capable only of supplying all of the electrical energy produced to the downstream electrical network.
  • the photovoltaic installation is instrumented using various sensors measuring MES PARAM (S3 ) various parameters indicative of inverter operation and/or inverter operating conditions.
  • the inverter can be tested on leaving the production plant.
  • the photovoltaic installation is replaced by a DC current-voltage generator to simulate the producible of a photovoltaic installation.
  • temperature sensors can be installed at the input and/or output terminals of the inverter in order to estimate the internal temperature of the inverter.
  • a pyranometer measuring the global solar flux, that is to say the irradiance as a function of time.
  • the various sensors are connected to one or more data acquisition units which record and store the values measured by each sensor according to a predefined time step, for example in the form of time series of timestamped values.
  • [0079]0n can in particular apply a data completeness filter making it possible to detect a temporary absence of data from one or more sensors, and to quantify the completeness of the time series.
  • [0080]0n can also apply a uniqueness filter to detect and eliminate corrupt data and duplicates. It is also possible to apply a consistency filter making it possible to verify the uniformity of the measurement time steps, the dynamics of the data, the detection of static states and abnormal variations of the sensors.
  • [0082]0n can also apply a validity filter via a normalization of the measured data, for example within the meaning of the IEC 61724-1, 61724-2, 61724-3 standards or any other standard relating to the physical meaning of the measurements carried out such as the irradiance thresholds, temperature, performance ratio, DC power, AC power.
  • Other examples of performance metrics that can be calculated include, for example, maximum power point search efficiency or AC/DC conversion efficiency.
  • the performance metrics generally have a nominal value, which can be provided by the manufacturer of the inverter and/or determined for the new inverter under standard conditions of use and/or modeled by extrapolation from determined values. performance metrics on the UPS in service.
  • the values of the performance metric(s) vary as a function of the temporal evolution of the operating conditions. These variations are a combination of reversible fluctuations and irreversible drops in performance.
  • ACT/DEF actions can be implemented automatically following the detection of a present failure of an inverter. For example, it is possible to generate an alert, schedule an on-site maintenance intervention, disconnect the faulty inverter, connect another inverter in the installation as a replacement, etc.
  • a photovoltaic installation can be based on string inverters, numerous and distributed so as to each manage, for example, a single photovoltaic panel.
  • the photovoltaic installation can include centralized inverters, fewer in number and each managing a significant part of the installation.
  • a faulty centralized inverter may be subject to automatic disconnection, but this disconnection will rather be supplemented by an in-depth analysis of the origin of the performance degradation and repair of the inverter.
  • the thermal and/or electrical stresses of an inverter have the consequence of degrading its performance metric(s).
  • the performance metric(s) of the inverter decreases, at least partially irreversibly, during the implementation of the predetermined cycling program. If the inverter is functional, this degradation remains moderate and the performance metrics remain essentially constant during the implementation of the predetermined cyclic program.
  • the total efficiency values can be calculated at the start of each operating period.
  • This predefined threshold can be an absolute threshold, a threshold relating to a nominal value of ntot, or a threshold relating to a previously calculated value of ntot.
  • this predefined threshold can correspond for example to a reduction of ntot greater than 1% in absolute value.
  • the efficiency of the inverter is calculated at an initial instant to then at a later instant t, then - if the difference tot(t) - ntot(to) between these calculated values is greater in absolute value than a predetermined threshold, for example 1% in absolute value, therefore 1% of the ideal total efficiency of the inverter, then one predicts PRD DEF/PERF (S62) a future inverter failure, and
  • the inverter is considered compliant.
  • the predefined threshold can be set generally or specifically for each photovoltaic installation, or even specifically for each predefined cyclic program, by various known methods.
  • [0105]0n can cite for this purpose in particular statistical methods or learning methods from a large number of tot values calculated as part of the qualification of a fleet of inverters.
  • the origin of a failure or loss of performance of the inverter can be identified ID SRC DEF (S7) by examining, alone or in combination, different extrinsic (like temperature or irradiance) and/or intrinsic (like h MPPT OR HDC/AC) factors.
  • ID SRC DEF S7
  • extrinsic like temperature or irradiance
  • intrinsic like h MPPT OR HDC/AC
  • the inverter since the inverter is equipped with temperature sensors at its terminals, it is possible to calculate, for each measurement time step, the average temperature recorded by the various sensors.
  • an average daily temperature of the inverter For each day, it is possible to calculate an average daily temperature of the inverter as being the daily average of the average temperatures respectively calculated for each average temperature step.
  • FIG. 3 represents, in an exemplary embodiment, the average daily temperature of an inverter as a function of time during a time period of 20 days, as well as the total yield of this same inverter during this same time period , as calculated as previously exposed.
  • data extracts appearing on the abscissa axis of [Fig. 3], as well as [Fig. 4] and [Fig. 5] refer to specific days in the time period.
  • the inverter is subjected to cycles of clear disconnections and reconnections according to a succession of two predetermined cyclic programs differing from each other in their intensity.
  • the evolution of the average daily temperature may present a linear correlation with the evolution of the loss of performance of the inverter.
  • the average daily temperature is then, in these cases, an extrinsic factor of degradation of the performance of the inverter.
  • the total daily irradiance received can be calculated by temporal integration of the solar flux measurements accumulated during a day.
  • FIG. 4 represents, in an exemplary embodiment, the total daily irradiance of a photovoltaic installation as a function of time during a time period of 20 days, as well as the total efficiency of an inverter of this installation during of this same time period, as calculated as described above.
  • the inverter is subjected to the same succession of predetermined cyclic programs as in the example of [FIG. 3].
  • the power factor of the inverter that is to say the ratio between the real output power of the inverter and the nominal output power of the inverter, is linearly correlated with the irradiance.
  • the electrical stresses to which the inverter is subjected depend on the irradiance and, as such, vary over time.
  • the evolution of the total daily irradiance can present a logarithmic correlation with the evolution of the loss of performance of the inverter.
  • the total daily irradiance is then, in these cases, an extrinsic factor in the degradation of the performance of the inverter.
  • h MPPT(Î) of searching for the maximum power point as a function of time is the ratio of the power Poc(t) at the output of the inverter as a function of time by the power PMPP(Î) of the point maximum operation reached by the inverter as a function of time.
  • the power PDC(Î) at the output of the inverter can be measured by a power meter as already explained.
  • the power PMPP) of the maximum operating point can be calculated using a photovoltaic production calculation model powered by meteorological data acquired by sensors of the photovoltaic installation and by information characteristic of the photovoltaic installation such as the power and number of photovoltaic modules, their inclination and their orientation.
  • the efficiency noc/Ac(t) of converting DC power into AC power can either be measured experimentally under standardized operating conditions, or be calculated by taking the ratio of the total efficiency tot(t) as a function of the time by the efficiency PMRRTA) of search for the maximum power point as a function of time.
  • FIG. 5 represents, in an exemplary embodiment, the efficiency nMPPr(t) as well as the total efficiency ntot(t) of an inverter subjected to the same succession of predetermined cyclic programs as in the examples of [Fig. 3] and [Fig. 4].
  • the degradation factor of the total efficiency of the inverter is an intrinsic source, namely the efficiency HMPPr(t) of searching for the maximum power point.
  • the search for extrinsic or intrinsic sources of performance degradation of an inverter is carried out by the search, which can be automated, of a correlation, for example linear or logarithmic, between the temporal evolution of the extrinsic quantity or concerned intrinsic and the temporal evolution of the performance metric of the inverter.
  • the inverter in question is considered as a major source of AC energy loss for the photovoltaic power plant.
  • the inverter in question presents a high risk of failure and can be automatically disconnected. Corrective maintenance can also be scheduled to repair the faulty inverter. Alternatively, the inverter in question can be replaced by a qualified inverter in the production plant.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
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Abstract

L'invention porte sur un procédé de détection de défaillance d'un onduleur photovoltaïque, le procédé comprenant : - pour au moins un profil temporel cyclique de fonctionnement de l'onduleur, chaque cycle du profil temporel cyclique comprenant une déconnexion franche de l'onduleur par un contact sec, suivie d'une reconnexion de l'onduleur, une obtention d'une pluralité de mesures d'une grandeur électrique indicative d'un rendement électrique de l'onduleur, chaque mesure étant associée à un cycle respectif du profil temporel cyclique, - pour au moins une paire de cycles, une détermination d'un indicateur de dégradation de performance de l'onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d'une comparaison entre les mesures obtenues respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et - une détection d'une défaillance présente ou future de l'onduleur sur la base d'une comparaison entre au moins un indicateur déterminé et un seuil prédéterminé.

Description

Description
Titre : Dispositif et méthode de qualification des onduleurs photovoltaïques par quantification accélérée de leur fiabilité
Domaine technique
[0001] La présente divulgation relève du domaine de l’énergie photovoltaïque, et porte plus précisément sur des procédés de détection de défaillance d’onduleurs photovoltaïques et sur des programmes informatiques, des supports d’enregistrement et des circuits de traitement permettant l’implémentation de tels procédés de détection.
Technique antérieure
[0002] En 2019, la puissance photovoltaïque (PV) cumulée et installée à l’échelle mondiale a atteint les 600 Gigawatts (GW). Les experts prédisent que la barre symbolique des 1 Térawatts sera atteinte et franchie courant 2022. Face à un tel rythme accéléré de développement et de déploiement des centrales photovoltaïques, l’exploitation optimisée et la gestion efficace du nombre fortement grandissant d’actifs solaires deviennent des problématiques à forts enjeux technicoéconomiques. Une des voies permettant d’aborder de telles problématiques, est celle des techniques et procédures de maintenances préventives et correctives.
[0003] Le marché opérations et maintenances (O&M) est fortement porteur, avec une demande en hausse, proportionnelle au développement de la capacité installée. De nos jours, les coûts O&M sont chiffrés autour de 8000 €/MWc/an pour les centrales photovoltaïques au sol. En seulement quelques années, le service O&M est devenu un marché séparé avec son propre paysage, ses tendances et sa dynamique.
[0004] De plus, sur les marchés photovoltaïques matures, les revenus d'exploitation et de maintenance peuvent dépasser les revenus de développement et de construction.
FEUILLE DE REMPLACEMENT (RÈGLE 26) [0005] Malgré un contexte économique très favorable, l’analyse et la caractérisation des modules et centrales PV sont aujourd’hui majoritairement réalisées par des méthodes qualitatives, parmi lesquelles des tests visuels ou des mesures infrarouges et d’électroluminescence. Les modes de dégradation et de pertes de performance d’un actif solaire sont détectés généralement trop tard et leur sévérité est mal estimée. Par conséquent, les centrales PV produisent moins, dégradant ainsi la rentabilité de l’actif solaire en question.
[0006] L’agrégation des données historiques sur le fonctionnement des centrales PV dans le monde montre que, sur l’ensemble des composants d’une centrale photovoltaïque, l’onduleur photovoltaïque présente la plus haute fréquence de défaillances. De plus, et par défaillance, l’onduleur PV détient la plus grande part de la perte d’énergie à l’échelle de la centrale. Il est à noter que 50% de ces pertes sont causées par uniquement 5% des incidents. La criticité du composant étudié est donc clé, et c’est incontestablement le cas des onduleurs PV.
[0007]A l’échelle d’un même onduleur, 75% des pertes d’énergie se manifestent aux nœuds critiques de la chaîne de conversion qui se décline en deux étapes de fonctionnement :
- la recherche du point de puissance maximale DC (PDC) de l’installation PV, caractérisée par son rendement qu’on notera PMRRT, et
- la conversion de la puissance DC en une puissance AC, caractérisée par son rendement qu’on notera h DC/AC-
[0008] En résumé, la dégradation de la performance des centrales photovoltaïques, en particulier celle des onduleurs PV, est subie, détectée tardivement, et impose ainsi des O&M purement correctives.
Résumé
[0009] La présente invention vient améliorer la situation.
[0010] Il est proposé un procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque, le procédé comprenant :
- pour au moins un profil temporel cyclique de fonctionnement de l’onduleur, chaque cycle du profil temporel cyclique comprenant une déconnexion franche de l’onduleur par un contact sec, suivie d’une reconnexion de l’onduleur, une obtention d’une pluralité de mesures d’une grandeur électrique indicative d’un rendement électrique de l’onduleur, chaque mesure étant associée à un cycle respectif du profil temporel cyclique,
- pour au moins une paire de cycles, une détermination d’un indicateur de dégradation de performance de l’onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d’une comparaison entre les mesures obtenues respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et
- une détection d’une défaillance présente ou future de l’onduleur sur la base d’une comparaison entre au moins un indicateur déterminé et un seuil prédéterminé
[0011] La présente invention traite donc exclusivement de la problématique de la dégradation de performance et de la fiabilité des onduleurs, dans le but de proposer une solution utilisable à des fins préventives et correctives, permettant de prédire ces problèmes avant de les subir ou de les corriger après détection, à travers une méthodologie rigoureuse de qualification avant et après leur mise en opération.
[0012] Le procédé exposé permet de faire un suivi d’un onduleur déjà installé, mais propose également de détecter les onduleurs défectueux avant leur mise sur le marché.
[0013] Le procédé exposé permet donc de réaliser des opérations de maintenance préventives par détection précoce de problèmes de fiabilité avant la mise en service des onduleurs ainsi que des opérations de maintenance correctives sur des onduleurs pour lesquels des problèmes de performance ont déjà été détectés.
[0014] Les caractéristiques exposées dans les paragraphes suivants peuvent, optionnellement, être mises en œuvre. Elles peuvent être mises en œuvre indépendamment les unes des autres ou en combinaison les unes avec les autres :
[0015] Dans un exemple, l’entrée de l’onduleur est couplée à un générateur électrique et au moins un profil temporel cyclique est prédéterminé et généré par le générateur électrique. [0016]Grâce à un tel générateur électrique, il est possible par exemple de simuler le productible d’une installation photovoltaïque, et d’ainsi appliquer, à un onduleur en sortie de production, un profil temporel alternant des périodes de coupures et des périodes de fonctionnement représentatives de ses futures conditions d’opération en centrale photovoltaïque.
[0017] Dans un exemple, le procédé est mis en œuvre pour au moins deux profils temporels cycliques prédéterminés différents appliqués successivement.
[0018] Ainsi, en utilisant deux profils temporels cycliques différant par l’intensité des sollicitations, il est possible, par exemple, de qualifier un onduleur à la fois pour des conditions d’opération standard et pour des conditions d’opération plus exigeantes.
[0019] Dans un exemple, la durée des cycles est différente pour chaque profil temporel prédéterminé.
[0020] Dans un exemple, la durée des intervalles de connexion est différente pour chaque profil temporel prédéterminé.
[0021] Dans un exemple, la durée des intervalles de coupure est différente pour chaque profil temporel prédéterminé.
[0022] Dans un exemple, le nombre de cycles est différent pour chaque profil temporel prédéterminé.
[0023] Les paramètres cités ci-dessus influent sur l’intensité des sollicitations électriques subies par l’onduleur.
[0024] Par exemple, plus la fréquence des déconnexions franches est élevée, plus l’onduleur est intensément sollicité.
[0025] Appliquer deux programmes différents à un même onduleur, présentant la même fréquence de déconnexions franches mais différents rapports entre les durées respectives des intervalles de connexion et des intervalles de coupure permet d’effectuer un découplage entre les contributions respectives, d’une part, des déconnexions franches et, d’autre part, du fonctionnement normal de l’onduleur en opération sur la dégradation de performance de l’onduleur. Ainsi, il est possible de dériver à la fois le vieillissement calendaire de l’onduleur et le vieillissement lié au nombre de cycles subis par l’onduleur.
[0026] Dans un exemple, l’entrée de l’onduleur est couplée à au moins un panneau photovoltaïque et un profil temporel cyclique est généré par le panneau photovoltaïque exposé à un flux solaire incident.
[0027]Ainsi, il est possible de qualifier un onduleur installé en centrale photovoltaïque et d’en quantifier les performances tout en poursuivant la production d’énergie photovoltaïque.
[0028] Dans un exemple, le procédé comprend :
- pour au moins deux paires de cycles du profil temporel cyclique, une détermination d’un indicateur de dégradation de performance de l’onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d’une comparaison entre les mesures respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et une obtention d’une valeur moyenne d’un paramètre physique au cours de la paire de cycles, et
- une détermination d’une présence ou d’une absence de corrélation entre le paramètre physique et la dégradation de performance de l’onduleur sur la base des indicateurs déterminés et des valeurs moyennes obtenues.
[0029]Ainsi, il est possible non seulement de déterminer ou prédire une défaillance de l’onduleur, mais également d’en identifier la ou les causes (intrinsèque ou extrinsèque). L’identification des causes de défaillance est utile non seulement pour déclencher des actions de maintenance préventive ou corrective d’un onduleur donné, mais également pour pouvoir identifier, en amont, une potentielle cause récurrente de défaillance d’une flotte d’onduleurs et la prévenir.
[0030] Dans un exemple, le paramètre physique est une température de l’onduleur mesurée par un capteur de température.
[0031] Dans un exemple, le paramètre physique est une irradiance du panneau photovoltaïque mesurée par un capteur d’irradiance.
[0032] En ayant déterminé que de tels facteurs, extrinsèques, sont susceptibles de provoquer une défaillance à terme d’un onduleur donné, il est possible d’affecter cet onduleur à un projet où il sera soumis à des contraintes thermiques ou électriques moins intenses afin d’en optimiser la durée de vie.
[0033] Dans un exemple, l’indicateur est un rendement total de conversion de l’onduleur, défini comme un produit de convolution d’un rendement de conversion AC/DC de l’onduleur et d’un rendement de conversion au point maximal de puissance de l’onduleur, et le paramètre physique est le rendement de conversion AC/DC de l’onduleur.
[0034]Ainsi, il est possible de déterminer une cause intrinsèque de dégradation d’un onduleur donné et de remplacer ou réparer uniquement la portion d’électronique de puissance concernée au sein de l’onduleur.
[0035] Il est également proposé un programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé ci-avant lorsque ce programme est exécuté par un processeur.
[0036] Il est également proposé un support d’enregistrement non transitoire lisible par un ordinateur sur lequel est enregistré un programme pour la mise en œuvre du procédé ci-avant lorsque ce programme est exécuté par un processeur.
[0037] Il est également proposé un circuit de traitement comprenant un processeur connecté à une interface de communication et au support d’enregistrement non transitoire ci-avant.
Brève description des dessins
[0038] D’autres caractéristiques, détails et avantages apparaîtront à la lecture de la description détaillée ci-après, et à l’analyse des dessins annexés, sur lesquels :
Fig. 1
[0039] [Fig. 1] représente, dans un exemple de mode de réalisation, une installation photovoltaïque.
Fig. 2
[0040] [Fig. 2] représente, dans un exemple de mode de réalisation, un ordinogramme d’un algorithme général d’un programme informatique pour la mise en œuvre d’un procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque. Fig. 3
[0041][Fig. 3] représente, dans un exemple de réalisation, la température moyenne journalière ainsi que le rendement total d’un onduleur au cours d’une période temporelle.
Fig. 4
[0042] [Fig. 4] représente, dans un exemple de réalisation, l’irradiance totale journalière d’une installation photovoltaïque ainsi que le rendement total d’un onduleur de cette installation au cours d’une période temporelle.
Fig. 5
[0043][Fig. 5] représente, dans un exemple de réalisation, le rendement hMRRt(ΐ)άb recherche du point maximal de puissance ainsi que le rendement total tot(t) d’un onduleur au cours d’une période temporelle.
Description des modes de réalisation
[0044] Il est fait référence à la [Fig. 1] qui représente, dans un mode de réalisation de l’invention, un exemple d’installation photovoltaïque.
[0045] L’installation photovoltaïque comprend une pluralité de panneaux photovoltaïques (1 ). Chaque panneau ou groupe de panneaux est formé de cellules photovoltaïques capables de convertir une énergie solaire en une énergie électrique à courant continu (DC).
[0046] L'énergie délivrée par les cellules photovoltaïques dépend d'une équation complexe mettant en relation le rayonnement solaire, la température, et la résistance totale du circuit, ce qui conduit à une puissance de sortie non linéaire.
[0047]Cette énergie électrique est convertie d’abord par un convertisseur de tension CNV DC/DC (2) raccordé aux panneaux photovoltaïques puis par un onduleur OND (4) raccordé au convertisseur DC/DC (2) par un bus HVDC (3). Après conversion par l’onduleur, l’énergie électrique est délivrée, en sortie, à un réseau électrique. [0048] Intrinsèquement, un onduleur est par définition un élément à base d’électronique de puissance. Plus précisément, l’onduleur comprend deux étages d’électronique de puissance.
[0049] Le premier étage a une fonction de régulateur de charge, qui est capable d’analyser en permanence la sortie des cellules photovoltaïques afin d’ajuster la résistance la plus appropriée à appliquer pour fournir le maximum de puissance au réseau électrique en sortie. En d’autres termes, le premier étage d’électronique de puissance assure un choix d’un couple courant/tension maximal possible.
[0050] Le deuxième étage, en aval, a une fonction de convertisseur DC/AC, qui convertit le courant DC au point maximum de puissance en un courant AC qui est délivré au réseau électrique en sortie. Le rendement de conversion DC/AC est déterminable par une mesure spécifique, expérimentale, dans des conditions d’opération normées.
[0051] L’électronique de puissance est fortement sensible aux conditions d’opération et à la nature des sollicitations. Une fois installé en centrale photovoltaïque, l’onduleur fait l’objet de deux types de stress/contraintes :
- des contraintes thermiques (fluctuations de température externe, fortes variations de température interne), ainsi que
- des contraintes électriques (consignes de limitations, mises en circuit ouvert, coupures d’alimentation).
[0052] Naturellement, les onduleurs sont exposés à une combinaison de ces deux types de contraintes. Une dégradation irréversible de la performance de l’onduleur est très souvent induite, impactant directement le rendement de recherche du point maximal de puissance et/ou le rendement de conversion DC/AC, dégradant ainsi la performance technique et financière de la centrale photovoltaïque qui fournit ainsi moins d’énergie au réseau électrique.
[0053] Il est à présent fait référence à la [Fig. 2], qui représente un ordinogramme d’un algorithme général d’un programme informatique pour la mise en œuvre d’un procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque. [0054]Afin de qualifier le fonctionnement de l’onduleur et d’en quantifier les performances, il est proposé de soumettre l’onduleur à une combinaison de contraintes thermiques et de contraintes électriques.
[0055] La température ambiante de l’installation photovoltaïque dans son ensemble, est à ce titre une contrainte thermique subie. La température interne de l’onduleur est une contrainte thermique affectée par les contraintes électriques prédéterminées et résulte typiquement d’une dissipation d’énergie par effet Joule.
[0056] Les contraintes électriques sont prédéterminées et générées par un télérupteur TR (5) raccordé à l’onduleur OND (4).
[0057] Le télérupteur TR (5) est commandé COM TR (S2) par un circuit de traitement comprenant un processeur CPU (7) raccordé à une mémoire MEM (8) et à une interface de communication INT (6) pour effectuer une succession de déconnexions franches et de reconnexions de l’onduleur (4).
[0058] On entend par « déconnexion franche », une variation abrupte d’alimentation électrique, sans amortissement temporel. L’onduleur est ainsi mis hors tension de manière instantanée. Cette déconnexion franche peut être mise en œuvre au niveau du circuit électrique AC en entrée de l’onduleur ou au niveau du circuit électrique DC en sortie de l’onduleur.
[0059]Cette succession obéit à un programme cyclique, ou périodique, prédéterminé qui peut être défini par quatre paramètres, à savoir :
- la fréquence des déconnexions franches, ou de manière équivalente la durée d’un cycle formé d’une période de coupure suivie d’une période de fonctionnement,
- la durée de la période de coupure de l’onduleur TOFF entre chaque déconnexion franche et la reconnexion consécutive,
- la durée de la période de fonctionnement de l’onduleur TON entre chaque reconnexion et la déconnexion franche consécutive, et
- le nombre cumulé de cycles, c’est-à-dire le nombre cumulé de déconnexions franches ou de reconnexions.
[0060]A titre indicatif, un premier programme cyclique prédéterminé proposé peut être défini comme s’étalant sur une durée totale de 2 jours, avec une fréquence de 4 périodes de coupure journalières, chaque période de coupure durant une heure et étant suivie d’une période de fonctionnement de cinq heures, pour un total cumulé de 8 déconnexions franches et 8 reconnexions.
[0061] Un deuxième programme cyclique prédéterminé proposé, à la fois plus intensif et plus long, peut être défini comme s’étalant sur une durée totale de 16 jours, avec une fréquence de 24 périodes de coupure journalières, chaque période de coupure durant 30 minutes et étant suivie d’une période de fonctionnement de 30 minutes, pour un total cumulé de 320 déconnexions franches et 320 reconnexions.
[0062] Il est possible de sélectionner SEL PRG (S1) le programme cyclique prédéterminé dans une base de données de programmes cycliques prédéterminés respectivement associés, dans une table de correspondance, avec des conditions d’opération. Ainsi, il est possible de définir différents programmes adaptés en fonction des spécificités de chaque installation photovoltaïque et des contraintes thermiques et électriques en découlant pour les onduleurs de l’installation. Ainsi, il est possible, à partir de ces spécificités, connues pour chaque installation, de recommander aux fabricants, aux utilisateurs ou aux services de maintenance d’appliquer un programme donné.
[0063] Une succession de différents programmes cycliques prédéterminés d’intensité différente peut être mise en œuvre pour tester successivement la robustesse de l’onduleur pour différentes conditions d’opération.
[0064] De manière générale, comme décrit précédemment, un onduleur installé en centrale photovoltaïque fait l’objet d’un cumul de sollicitations notamment thermiques et électriques.
[0065] Les doses de sollicitation des onduleurs varient d’une installation à un autre notamment en raison du climat. Par exemple, certaines installations sont situées dans des régions désertiques où se produisent des tempêtes de sable, d’où des contraintes thermiques et mécaniques plus élevées que dans des installations situées dans des climats plus tempérés.
[0066] Les doses de sollicitation des onduleurs varient d’une installation à un autre également en raison des conditions d’opération et des modes d’utilisation de l’énergie photovoltaïque. Certaines installations peuvent imposer une configuration spécifique des onduleurs afin d’assurer une tenue de tension face à des creux de tension détectés sur le réseau électrique en aval. De plus, certaines installations disposent de la possibilité de stocker ou non une partie de l’énergie électrique produite, par génération d’un réactif. De telles installations sont pilotées différemment d’autres installations aptes uniquement à fournir l’intégralité de l’énergie électrique produite au réseau électrique en aval.
[0067] Pour cette raison, et pour tenir compte de ces différents niveaux de sollicitations, on peut proposer différents programmes cycliques prédéterminés qui différent en intensité. En fonction des conditions d’opération, l’utilisateur pourra donc se baser sur l’un des programmes proposés pour quantifier la robustesse et la fiabilité de l’onduleur en adéquation avec le niveau d’exigence et l’intensité des sollicitations en lien avec le contexte de l’installation photovoltaïque.
[0068]Ainsi, il est possible, par exemple, de recommander un programme prédéterminé particulier permettant de qualifier un onduleur de la manière la plus adaptée à la localisation géographique de l’installation photovoltaïque dans laquelle celui-ci est installé.
[0069]Afin de qualifier l’onduleur en opération et, spécifiquement, d’en quantifier la performance au cours de l’application du programme cyclique prédéterminé, l’installation photovoltaïque est instrumentée à l’aide de différents capteurs mesurant MES PARAM (S3) différents paramètres indicatifs du fonctionnement de l’onduleur et/ou des conditions d’opération de l’onduleur.
[0070]Alternativement, l’onduleur peut être testé en sortie d’usine de production. Dans un tel cas, l’installation photovoltaïque est remplacée par un générateur courant-tension DC permettant de simuler le productible d’une installation photovoltaïque.
[0071] Il est ainsi possible de prévoir des capteurs de grandeurs électriques, par exemple :
- un premier puissance-mètre mesurant la puissance PDC en entrée de l’onduleur, et - un deuxième puissance-mètre mesurant la puissance PAC en sortie de l’onduleur.
[0072] Il est de plus possible de prévoir des capteurs supplémentaires permettant de relever des grandeurs indicatives des conditions d’opération de l’onduleur, tels que la température ou l’ensoleillement.
[0073] Par exemple, on peut installer des sondes de température aux bornes d’entrée et/ou de sortie de l’onduleur afin d’estimer la température interne de l’onduleur.
[0074] Par exemple, on peut installer un pyranomètre mesurant le flux solaire global, c’est-à-dire l’irradiance en fonction du temps.
[0075] Il est ainsi possible de mesurer l’évolution temporelle de la température, de l’ensoleillement ou d’autres paramètres extrinsèques, subis par l’onduleur au cours de son fonctionnement.
[0076] Les différents capteurs sont reliés à une ou plusieurs centrales d’acquisition de données qui relèvent et stockent les valeurs mesurées par chaque capteur selon un pas de temps prédéfini, par exemple sous la forme de séries temporelles de valeurs horodatées.
[0077]Ainsi, lors de la mise en œuvre du programme cyclique prédéterminé, des données quantitatives sont obtenues et conservées, permettant de surveiller le fonctionnement global de l’onduleur, ainsi qu’optionnellement un ou plusieurs paramètres extrinsèques tels que la température ou l’ensoleillement.
[0078]Avant d’exploiter ces données quantitatives pour générer un ou plusieurs indicateurs, ou métriques de performance, de l’onduleur, il est possible d’appliquer APP FILT (S4), en post-traitement, un ou plusieurs filtres de qualité de données.
[0079]0n peut appliquer notamment un filtre de complétude de données permettant de détecter une absence ponctuelle de données d’un ou de plusieurs capteurs, et de quantifier la complétude des séries temporelles.
[0080]0n peut également appliquer un filtre d’unicité permettant de détecter et d’éliminer les données corrompues et les doublons. [0081 ]On peut également appliquer un filtre de consistance permettant de vérifier l’uniformité des pas de temps de mesures, la dynamique de la donnée, la détection d’états statiques et des variations anormales des capteurs.
[0082]0n peut également appliquer un filtre de validité via une normalisation des données mesurées, par exemple au sens des normes IEC 61724-1 , 61724-2, 61724-3 ou toute autre norme relative au sens physique des mesures effectuées tels que les seuils d'irradiance, la température, le ratio de performance, la puissance DC, la puissance AC.
[0083] Une fois les données issues des capteurs obtenues et filtrées le cas échéant comme indiqué ci-dessus, il est possible de déterminer DET PERF (S5) différentes métriques quantifiant la performance de l’onduleur.
[0084] Un exemple d’une telle métrique de performance peut être le rendement total de conversion de l’onduleur en fonction du temps qtot(t), exprimé par un simple ratio entre les mesures des puissances PAC en sortie et PDC en entrée à chaque instant, soit qtot(t) = PAC/PDC. D’autres exemples de métriques de performance pouvant être calculées incluent, par exemple, le rendement de recherche du point maximal de puissance ou le rendement de conversion AC/DC.
[0085] Les métriques de performance ont généralement une valeur nominale, pouvant être fournie par le fabricant de l’onduleur et/ou déterminée pour l’onduleur neuf dans des conditions standard d’utilisation et/ou modélisée par extrapolation à partir de valeurs déterminées des métriques de performance sur l’onduleur en service.
[0086] Les valeurs de la ou des métriques de performance varient en fonction de l’évolution temporelle des conditions d’opération. Ces variations sont une combinaison de fluctuations réversibles et de baisses de performance irréversibles.
[0087]Si les performances moyennes de l’onduleur sont inférieures à un seuil prédéterminé, on peut ainsi détecter DET DEF / PERF (S61) que les baisses de performance irréversibles accumulées au fil du temps sont excessives, correspondant à une défaillance présente de l’onduleur. [0088] Différentes actions ACT / DEF (S8) peuvent être mises en œuvre automatiquement suite à la détection d’une défaillance présente d’un onduleur. On peut par exemple générer une alerte, programmer une intervention de maintenance sur site, déconnecter l’onduleur défaillant, connecter en remplacement un autre onduleur de l’installation, etc.
[0089] Le choix de l’action à mettre en œuvre automatiquement peut être lié au type d’onduleur présentant une défaillance. En effet, une installation photovoltaïque peut s’appuyer sur des onduleurs string, nombreux et distribués de manière à gérer chacun par exemple un seul panneau photovoltaïque. Alternativement, ou en combinaison avec les onduleurs string, l’installation photovoltaïque peut comporter des onduleurs centralisés, moins nombreux et gérant chacun une partie significative de l’installation.
[0090] En conséquence, les actions les plus pertinentes à mettre en œuvre pour pallier une défaillance d’un onduleur string peuvent être sa déconnexion automatique complétée par son remplacement.
[0091] En revanche, un onduleur centralisé défaillant pourra faire l’objet d’une déconnexion automatique, mais cette déconnexion sera plutôt complétée par une analyse poussée de l’origine de la dégradation de performance et d’une réparation de l’onduleur.
[0092] Même si les valeurs moyennes de la ou des métriques de performances de l’onduleur n’indiquent aucune défaillance présente de l’onduleur, leur évolution dans le temps peut permettre de prédire une défaillance future.
[0093] En effet, il a été constaté expérimentalement qu’il était possible de différencier les comportements respectifs d’onduleurs fonctionnels et dysfonctionnels soumis à un même programme cyclique prédéterminé et, sur cette base, de prédire correctement une défaillance future d’un onduleur.
[0094] En effet, les sollicitations thermiques et/ou électriques d’un onduleur ont pour conséquence d’en dégrader la ou les métriques de performances. Ainsi, en raison de l’application répétée de contacts secs, la ou les métriques de performances de l’onduleur décroissent, de manière au moins partiellement irréversible, au cours de la mise en œuvre du programme cyclique prédéterminé. [0095]Si l’onduleur est fonctionnel, cette dégradation reste modérée et les métriques de performance restent essentiellement constantes au cours de la mise en œuvre du programme cyclique prédéterminé.
[0096]A l’inverse, les performances d’un onduleur dysfonctionnel décroissent plus rapidement dans le temps et portent préjudice à la production photovoltaïque de l’installation.
[0097] En reprenant l’exemple du rendement total de l’onduleur comme métrique de performance de l’onduleur, pour mesurer l’ampleur des dégradations irréversibles au cours de la mise en œuvre du programme prédéterminé, on peut par exemple calculer les valeurs de rendement total de l’onduleur pour différents cycles du programme.
[0098] Par exemple, on peut calculer les valeurs de rendement total au début de chaque période de fonctionnement.
[0099]Ces valeurs peuvent ensuite être comparées avec une valeur de référence, ou être comparées entre elles.
[0100] Par exemple, on peut considérer que si, au début d’une période de fonctionnement donnée, la valeur de ntot a franchi un seuil prédéfini alors une défaillance future de l’onduleur est à prévoir.
[0101]Ce seuil prédéfini peut être un seuil absolu, un seuil relatif à une valeur nominale de ntot, ou un seuil relatif à une valeur précédemment calculée de ntot.
[0102] En général, pour un onduleur soumis à des sollicitations modérées, un taux de dégradation irréversible d’environ 0.75% peut être attendu. Dans le but de prendre en compte les cas de fortes sollicitations, ce seuil prédéfini peut correspondre par exemple à une diminution de ntot supérieure à 1% en valeur absolue.
[0103] En d’autres termes, on peut considérer que :
- le rendement total idéal de l’onduleur est par référence fixé à 100%,
- le rendement de l’onduleur est calculé à un instant initial to puis à un instant ultérieur t, puis - si la différence tot(t) - ntot(to) entre ces valeurs calculées est supérieure en valeur absolue à un seuil prédéterminé, par exemple 1% en valeur absolue, donc 1% du rendement total idéal de l’onduleur, alors on prédit PRD DEF / PERF (S62) une future défaillance de l’onduleur, et
- si à l’inverse la différence h tot(t) - ntot(to) entre ces valeurs calculées est inférieure ou égale en valeur absolue au seuil prédéterminé, alors l’onduleur est considéré conforme.
[0104] Le seuil prédéfini peut être fixé de manière générale ou de manière spécifique à chaque installation photovoltaïque, ou encore de manière spécifique à chaque programme cyclique prédéfini, par différentes méthodes connues.
[0105]0n peut citer à cet effet notamment des méthodes statistiques ou des méthodes d’apprentissage à partir d’un grand nombre de valeurs de tot calculées dans le cadre de la qualification d’une flotte d’onduleurs.
[0106] Dans un exemple de réalisation, l’origine d’une défaillance ou perte de performance de l’onduleur (que celle-ci soit présente et détectée ou future et prédite) peut être identifiée ID SRC DEF (S7) en examinant, seuls ou en combinaison, différents facteurs extrinsèques (comme la température ou l’irradiance) et/ou intrinsèques (comme h MPPT OU HDC/AC). Ainsi, il est possible de déterminer si une perte de performance de l’onduleur est exclusivement extrinsèque, ou au contraire au moins partiellement intrinsèque.
[0107] Par exemple, l’onduleur étant équipé de sondes de température à ses bornes, il est possible de calculer, pour chaque pas de temps de mesure, la température moyenne relevée par les différentes sondes.
[0108] Pour chaque journée, il est possible de calculer une température journalière moyenne de l’onduleur comme étant la moyenne journalière des températures moyennes respectivement calculées pour chaque pas de température moyenne.
[0109]0n se réfère à présent à la [Fig. 3] qui représente, dans un exemple de réalisation, la température moyenne journalière d’un onduleur en fonction du temps au cours d’une période temporelle de 20 jours, ainsi que le rendement total de ce même onduleur au cours de cette même période temporelle, tel que calculé comme exposé précédemment. Les termes « data extracts » apparaissant sur l’axe des abscisses de la [Fig. 3], ainsi que de la [Fig. 4] et de la [Fig. 5] se réfèrent à des jours spécifiques de la période temporelle.
[0110]Au cours de la période temporelle en question, l’onduleur est soumis à des cycles de déconnexions franches et de reconnexion selon une succession de deux programmes cycliques prédéterminés différant l’un de l’autre par leur intensité.
[0111] Dans cet exemple, on constate des fluctuations de température moyenne journalière tout au long de la période temporelle, de l’ordre de quelques degrés, autour d’une valeur moyenne de 33.5°C. Les contraintes thermiques ne sont donc pas constantes sur l’ensemble de la période temporelle étudiée.
[0112]On constate en parallèle à partir du neuvième jour une perte de performance graduelle de l’onduleur. Le rendement total décroît, d’une valeur initialement stable d’environ 96,5%, jusqu’à environ 91 ,5%.
[0113] Dans cet exemple, aucune corrélation ne peut être établie entre les variations de température moyenne journalière et la perte de performance de l’onduleur. Ainsi, la cause de la dégradation de performance ne peut, dans cet exemple, pas être attribuée à la température de l’onduleur.
[0114] Dans certains cas, l’évolution de la température moyenne journalière peut présenter une corrélation linéaire avec l’évolution de la perte de performance de l’onduleur. La température moyenne journalière est alors, dans ces cas, un facteur extrinsèque de dégradation de la performance de l’onduleur.
[0115] Dans un exemple de réalisation, l’installation étant équipée d’un pyranomètre, l’irradiance totale journalière reçue peut être calculée par intégration temporelle des mesures de flux solaire accumulées au cours d’une journée.
[0116]On se réfère à présent à la [Fig. 4] qui représente, dans un exemple de réalisation, l’irradiance totale journalière d’une installation photovoltaïque en fonction du temps au cours d’une période temporelle de 20 jours, ainsi que le rendement total d’un onduleur de cette installation au cours de cette même période temporelle, tel que calculé comme exposé précédemment. [0117] Dans cet exemple, l’onduleur est soumis à la même succession de programmes cycliques prédéterminés que dans l’exemple de la [Fig. 3].
[0118] Dans cet exemple, on constate des fluctuations d’irradiance totale journalière tout au long de la période temporelle, de l’ordre de 10%, autour d’une valeur moyenne de 4.3x105 W/m2.
[0119]Ces fluctuations d’irradiance totale journalière se traduisent par une fluctuation analogue du facteur de puissance de l’onduleur. En effet, le facteur de puissance de l’onduleur, c’est-à-dire le rapport entre la puissance réelle en sortie de l’onduleur et la puissance nominale en sortie de l’onduleur, est corrélé de façon linéaire avec l’irradiance. De manière générale, les contraintes électriques auxquelles sont soumises l’onduleur dépendent de l’irradiance et, à ce titre, varient dans le temps.
[0120] Dans cet exemple, on constate en parallèle à partir du neuvième jour une perte de performance graduelle de l’onduleur. Le rendement total décroît, d’une valeur initialement stable d’environ 96,5%, jusqu’à environ 91 ,5%.
[0121] Dans cet exemple, aucune corrélation ne peut être établie entre les variations d’irradiance totale journalière et la perte de performance de l’onduleur. Ainsi, la cause de la dégradation de performance ne peut, dans cet exemple, pas être attribuée à l’irradiance.
[0122] Dans certains cas, l’évolution de l’irradiance totale journalière peut présenter une corrélation logarithmique avec l’évolution de la perte de performance de l’onduleur. L’irradiance totale journalière est alors, dans ces cas, un facteur extrinsèque de dégradation de la performance de l’onduleur.
[0123]S’il s’avère que les facteurs extrinsèques ne sont pas à l’origine de la baisse du rendement total de l’onduleur, une méthodologie est proposée ci-dessous pour l’identification de la source de dégradation intrinsèque.
[0124]Comme déjà indiqué dessus, et d’un point de vue intrinsèque à l’onduleur, HtotesX la convolution entre PMRRT QC qoc/Ac. L’identification de l’origine exacte de la source de dégradation intrinsèque nécessite donc un découplage entre hMRRt et HDC/AC dans le but de quantifier de façon distincte leur effet sur h fof. [0125] Le rendement h MPPT(Î) de recherche du point maximal de puissance en fonction du temps est le rapport de la puissance Poc(t) en sortie de l’onduleur en fonction du temps par la puissance PMPP(Î) du point maximal d’opération atteint par l’onduleur en fonction du temps.
[0126] La puissance PDC(Î) en sortie de l’onduleur est mesurable par un puissance- mètre comme déjà exposé.
[0127] La puissance PMPP ) du point maximal d’opération peut être calculée à l’aide d’un modèle de calcul de production photovoltaïque alimenté par des données météorologiques acquises par des capteurs de l’installation photovoltaïque et par des informations caractéristiques de l’installation photovoltaïque telles que la puissance et le nombre des modules photovoltaïques, leur inclinaison et leur orientation.
[0128] Le rendement noc/Ac(t) de conversion de la puissance DC en puissance AC peut soit être mesuré expérimentalement dans des conditions d’opération normées, soit être calculé en effectuant le rapport du rendement total tot(t) en fonction du temps par le rendement PMRRTA) de recherche du point maximal de puissance en fonction du temps.
[0129]On se réfère à présent à la [Fig. 5] qui représente, dans un exemple de réalisation, le rendement nMPPr(t) ainsi que le rendement total ntot(t) d’un onduleur soumis à la même succession de programmes cycliques prédéterminés que dans les exemples de la [Fig. 3] et de la [Fig. 4].
[0130]On constate que les variations du rendement total et celles du rendement de recherche du point maximal de puissance sont corrélées dans cet exemple de manière linéaire. En effet, au cours des premiers jours de la période temporelle représentée, h MPPT et h tôt restent tous deux constants. Ensuite, une diminution graduelle de h tôt est observée, et est associée à une diminution simultanée, et d’amplitude sensiblement identique, de PMRRT.
[0131] Dans cet exemple, on peut considérer que le facteur de dégradation du rendement total de l’onduleur est une source intrinsèque, à savoir le rendement HMPPr(t) de recherche du point maximal de puissance. [0132] De manière générale, la recherche de sources extrinsèques ou intrinsèques de dégradation de performance d’un onduleur s’effectue par la recherche, automatisable, d’une corrélation, par exemple linéaire ou logarithmique, entre évolution temporelle de la grandeur extrinsèque ou intrinsèque concernée et l’évolution temporelle de la métrique de performance de l’onduleur.
[0133] Dans le cas où il est conclu que la source de dégradation de la performance de l’onduleur est intrinsèque et que la diminution de tot entre le début et la fin du ou des programmes cycliques prédéterminés mis en œuvre excède un seuil prédéterminé, alors l’onduleur en question est considéré comme une source importante de perte d’énergie AC pour la centrale photovoltaïque.
[0134] Dans le cadre de tests en usine de production, le produit en question est non qualifié et est écarté. Des analyses plus poussées peuvent être effectuées pour identifier et réparer le cas échéant les composants concernés.
[0135] Dans le cadre d’une mesure en centrale photovoltaïque, l’onduleur en question présente de hauts risques de défaillance et peut être automatiquement déconnecté. Une maintenance corrective peut également être programmée pour réparer l’onduleur en cause. Alternativement, l’onduleur en cause peut être remplacé par un onduleur qualifié en usine de production.

Claims

Revendications
[Revendication 1] Procédé de détection de défaillance d’un onduleur photovoltaïque, le procédé comprenant :
- pour au moins un profil temporel cyclique de fonctionnement de l’onduleur, chaque cycle du profil temporel cyclique comprenant une déconnexion franche de l’onduleur par un contact sec, suivie d’une reconnexion de l’onduleur, une obtention (S3) d’une pluralité de mesures d’une grandeur électrique indicative d’un rendement électrique de l’onduleur, chaque mesure étant associée à un cycle respectif du profil temporel cyclique,
- pour au moins une paire de cycles, une détermination (S5) d’un indicateur de dégradation de performance de l’onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d’une comparaison entre les mesures obtenues respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et
- une détection (S61 , S62) d’une défaillance présente ou future de l’onduleur sur la base d’une comparaison entre au moins un indicateur déterminé et un seuil prédéterminé.
[Revendication 2] Procédé selon la revendication 1 , dans lequel l’entrée de l’onduleur est couplée à un générateur électrique et au moins un profil temporel cyclique est prédéterminé et généré par le générateur électrique.
[Revendication 3] Procédé selon la revendication 2, mis en œuvre pour au moins deux profils temporels cycliques prédéterminés différents appliqués successivement.
[Revendication 4] Procédé selon la revendication 3, dans lequel la durée des cycles est différente pour chaque profil temporel prédéterminé.
[Revendication 5] Procédé selon la revendication 3 ou 4, dans lequel la durée des intervalles de connexion est différente pour chaque profil temporel prédéterminé.
[Revendication 6] Procédé selon l’une des revendications 3 à 5, dans lequel la durée des intervalles de coupure est différente pour chaque profil temporel prédéterminé.
[Revendication 7] Procédé selon l’une des revendications 3 à 6, dans lequel le nombre de cycles est différent pour chaque profil temporel prédéterminé.
[Revendication 8] Procédé selon la revendication 1 , dans lequel l’entrée de l’onduleur est couplée à au moins un panneau photovoltaïque et un profil temporel cyclique est généré par le panneau photovoltaïque exposé à un flux solaire incident.
[Revendication 9] Procédé selon la revendication 8, comprenant :
- pour au moins deux paires de cycles du profil temporel cyclique, une détermination d’un indicateur de dégradation de performance de l’onduleur, associé à la paire de cycles, sur la base d’une comparaison entre les mesures respectivement associées aux cycles de la paire de cycles, et une obtention d’une valeur moyenne d’un paramètre physique au cours de la paire de cycles, et
- une détermination d’une présence ou d’une absence de corrélation entre le paramètre physique et la dégradation de performance de l’onduleur sur la base des indicateurs déterminés et des valeurs moyennes obtenues.
[Revendication 10] Procédé selon la revendication 9, dans lequel le paramètre physique est une température de l’onduleur mesurée par un capteur de température.
[Revendication 11] Procédé selon la revendication 9, dans lequel le paramètre physique est une irradiance du panneau photovoltaïque mesurée par un capteur d’irradiance.
[Revendication 12] Procédé selon la revendication 9, dans lequel :
- l’indicateur est un rendement total de conversion de l’onduleur, défini comme un produit de convolution d’un rendement de conversion AC/DC de l’onduleur et d’un rendement de conversion au point maximal de puissance de l’onduleur, et
- le paramètre physique est le rendement de conversion AC/DC de l’onduleur.
[Revendication 13] Programme informatique comportant des instructions pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 12 lorsque ce programme est exécuté par un processeur.
[Revendication 14] Support d’enregistrement non transitoire lisible par un ordinateur sur lequel est enregistré un programme pour la mise en œuvre du procédé selon l’une des revendications 1 à 12 lorsque ce programme est exécuté par un processeur.
[Revendication 15] Circuit de traitement comprenant un processeur PROC (100) connecté à une interface de communication COM (300) et à un support d’enregistrement non transitoire MEM (200) selon la revendication 14.
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