EP4264824A1 - Procédé et système d'estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque - Google Patents
Procédé et système d'estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïqueInfo
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- EP4264824A1 EP4264824A1 EP21854869.1A EP21854869A EP4264824A1 EP 4264824 A1 EP4264824 A1 EP 4264824A1 EP 21854869 A EP21854869 A EP 21854869A EP 4264824 A1 EP4264824 A1 EP 4264824A1
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Classifications
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-
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- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
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Definitions
- a photovoltaic power plant generally comprises several chains of photovoltaic modules (also called photovoltaic panels or solar panels) connected in parallel.
- each photovoltaic module in a chain must be monitored regularly in order to identify any faults that could cause a loss of production.
- the defect may be of different natures, in particular permanent if it is a hardware problem, or temporary if it is for example the presence of shading or dust on the photovoltaic module.
- the step of acquiring environmental parameters includes a step of measuring said parameters.
- the step of determining the corrected environmental parameters is implemented by solving a nonlinear optimization problem defined by the following constraints:
- Tamb c (i) is the corrected ambient temperature for group i of photovoltaic modules
- WindSpeed c (C) is the corrected wind speed for group i of photovoltaic modules
- Pmppt( ⁇ ) corresponds to the power delivered by group i of photovoltaic modules at the maximum power point
- Pelec c ( i , j ) corresponds to the corrected electric power of each photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules
- Modules Ref (i) corresponds to the reference photovoltaic module(s) present in group i of photovoltaic modules;
- ⁇ is a power loss factor as a function of temperature
- P STC (W) is a reference electrical power delivered by a photovoltaic module under standard operating conditions
- the method comprises steps of: Determining the current at the maximum power point which passes through the group i of photovoltaic modules and the voltage at the maximum power point at the terminals of the group i of photovoltaic modules, Determination of the voltage at the terminals of each photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules,
- the method includes a step for carrying out diagnostics and/or maintenance of the target photovoltaic module when said determined electrical power loss is greater than said threshold value.
- a module for acquiring the following environmental parameters for group i of photovoltaic modules o Gh (W/m2): global irradiance at the horizontal level; o Tamb (°C): Ambient temperature; o WindSpeed (m/s): Wind speed;
- the system includes means for measuring environmental parameters.
- the system comprises a module for determining a temperature of each photovoltaic module, which is configured to determine the temperature of each photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules from a thermal image acquired for each photovoltaic module of group i of modules.
- the module for determining the corrected environmental parameters is configured to solve a nonlinear optimization problem defined by the following constraints:
- Pmppt( ⁇ ) corresponds to the power delivered for group i of photovoltaic modules at the maximum power point
- the system comprises:
- AP corresponds to an accepted power tolerance for each photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules
- FIG. 1 schematically represents a conventional photovoltaic power plant
- FIG. 4 shows the different steps of the method of the invention and the different functional software modules involved during the execution of this method; Detailed description of at least one embodiment
- Control means integrated or not in the converter, are able to control the inverter to perform the voltage conversion.
- each photovoltaic module is referenced j, with j ranging from 1 to M.
- Each photovoltaic module Mi ,j has a thermal image denoted Irrii j.
- the system of the invention is intended to estimate, ultimately, the loss of production or energy power of a photovoltaic module that is defective in operation.
- the estimate can be made when the photovoltaic plant is in operation.
- in operation or “during operation”, it is meant that the photovoltaic module or the photovoltaic power plant is in the process of producing electrical energy, by conversion of incident light energy.
- the estimation system comprises the following elements:
- the computer 5 is intended to estimate the electric power of a photovoltaic module, called target, potentially defective.
- the computer 5 comprises several functional software modules described below, which make it possible to carry out intermediate calculations necessary for estimating the electrical power of the photovoltaic module.
- the acquisition means can also be configured to acquire the electric current supplied by each photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules at the maximum power point, referenced I mp pt(i>D (A), and the voltage at the terminals of each photovoltaic module of group i of photovoltaic modules at the maximum power point, referenced V mppt (i,D (V).
- the method of the invention firstly makes it possible to estimate the electrical power of a photovoltaic module present in a group i of photovoltaic modules.
- the process follows the steps described below.
- WindSpeed (m/s): Wind speed; Furthermore, as the inclination and orientation of the photovoltaic modules in each group i of photovoltaic modules are known, the computer 5 can determine the parameter:
- Step E1 Acquisition of temperature data at the level of each photovoltaic module and determination of the average temperature of each photovoltaic module
- the reference module Mref is a photovoltaic module analogous to the monitored and targeted photovoltaic module (that is to say with the same technical characteristics - with the same orientation and the same inclination) and not defective. It is part of the same group i of photovoltaic modules as the monitored photovoltaic module. It has a uniform temperature distribution over all of its zones. In other words, it does not include any hot thermal zone in the sense defined above during step E1.
- two modules M1, 1, M1, 2 of group 1 of photovoltaic modules have been shown. One of the two is defective and the other photovoltaic module is healthy and can thus be chosen as the reference photovoltaic module Mref.
- the computer 5 can estimate the theoretical electrical power that a healthy photovoltaic module, that is to say the reference module, would be able to supply.
- the calculator is based on the following formula (equation (2)):
- One of the principles of the invention consists in determining corrected environmental parameters taking into account constraints on the energy balance of the modules and on the electrical power P mppt (i) delivered at the maximum power point by the group i of photovoltaic modules , and a weighting function applied to the acquired environmental parameters.
- the calculator can also rely on the following expression f:
- CP mppt which corresponds to the tolerance allowed with respect to the power P mppt (i) acquired during step E2.
- the tolerance can be set at 3%;
- Tamb c (P) Tamb c (i,j)Vj
- step E2 in an improved version, it is possible to have measurements of the current l mppt (S) which crosses the entire chain of photovoltaic modules (i.e. the group i) and voltage V mppt (i) at the terminals of group i of photovoltaic modules.
- G(i) being the measured or estimated irradiance, respectively on a photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules.
- the computer 5 will estimate the voltage at the terminals of each other photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules. For each photovoltaic module of group i of photovoltaic modules, it must be taken into account that its voltage V mppt (i,j) can be reduced depending on the number of active bypass diodes. We can therefore add a variable which corresponds to the number of diodes activated for each photovoltaic module, referenced DiodeActive(i,_r) e ⁇ 0,1,2, .. , N diode ⁇ . N diode is the total number of diodes in the photovoltaic module. A continuous degradation factor is also added: Degrade (iJ) e [0.1], This factor makes it possible to take account of the level of aging of each module, which may vary from one module to another.
- the computer 5 is required to solve the optimization problem mentioned above (step 5.1 and step 5.2 if executed). This is a non-linear optimization problem that can be solved with "fmincon" type solvers.
- the computer 5 By determining this power loss for each photovoltaic module, the computer 5 is able to identify, within a group of several photovoltaic modules, the photovoltaic modules which are defective, for example by comparing the power loss calculated for the photovoltaic module with a stored threshold value. Each photovoltaic module declared as defective may be subject to specific diagnostic and/or maintenance actions.
- the step EO is implemented by the environmental data acquisition means of the system. This means, for example, measuring wind speed, ambient temperature and irradiance. This data can also be retrieved by the computer by connecting to a remote weather server.
- a remote weather server in a non-limiting manner, we have represented the various sensors 2, 3, 4 necessary for taking these measurements.
- Step E1 is implemented both by the temperature data acquisition device and by a processing module MT of the computer 5, responsible for processing the measurement data to assign an average temperature to each photovoltaic module.
- the data acquisition is carried out by the thermal camera 1 .
- Step E2 is implemented thanks to the inverter 6 responsible for transmitting the electrical data of the group i of photovoltaic modules and to a module for acquiring the electrical data relating to the group i of photovoltaic modules, this acquisition module being integrated into the calculator.
- the optional step E3 is implemented by a selection module MS of the computer 5, the latter being responsible for selecting at least one reference photovoltaic module Mref.
- the optional step E4 is implemented by a first calculation module MC1 of the computer 5, intended to calculate the theoretical electric power P eiec (i,_T) supplied to a healthy photovoltaic module.
- Step E5 is implemented by a second calculation module MC2 of the computer, intended to solve the optimization problem with a view to determining the three environmental parameters sought.
- the module MC2 can in particular use the measurements of current / mppt (0 (A) of the voltage V mppt (i) (V) at the level of group i of modules photovoltaic cells and estimate the corrected electrical power P eiec (i,j) in order to facilitate obtaining the desired environmental parameters.
- Step E6 is implemented by a third calculation module MC3 of the computer, intended to estimate the actual electrical power Pelec c (i,f) supplied by each photovoltaic module Mi,j and the power loss PowerLoss(i,f ) of each photovoltaic module.
- G arr(0 which is the solar irradiance received by the rear face of the photovoltaic module; It can come from a measurement or an estimate from a model;
Landscapes
- Photovoltaic Devices (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Abstract
L'invention concerne un procédé d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque, présent parmi un groupe i de plusieurs modules photovoltaïques, ledit procédé comportant les étapes suivantes : - Acquisition des paramètres environnementaux suivants pour le groupe i de modules photovoltaïques : o Gh : irradiance globale au niveau horizontal; o Tamb : Température ambiante; o WindSpeed : Vitesse du vent; Détermination d'une température (T(i,j)) de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques, Détermination de la puissance électrique (P
mppt
(i)) délivrée par le groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum, - Détermination de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels chacun des modules photovoltaïques du groupe i de modules photovoltaïques fournit la puissance électrique corrigée, Détermination de la puissance électrique corrigée (Pelec
c
(i,j)) d'au moins un module photovoltaïque cible appartenant au groupe i de modules photovoltaïques à partir des paramètres environnementaux corrigés.
Description
Description
Procédé et système d'estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque
Domaine technique de l'invention
La présente invention se rapporte à un procédé et système d'estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque présent dans une centrale photovoltaïque.
Etat de la technique
Une centrale photovoltaïque comporte en règle générale plusieurs chaînes de modules photovoltaïques (appelés également panneaux photovoltaïques ou panneaux solaires) connectées en parallèle.
Dans chaque chaîne, les modules photovoltaïques sont connectés en série. Chaque module photovoltaïque comporte plusieurs cellules photovoltaïques connectées en série, sous forme de rangées de cellules. Chaque cellule photovoltaïque est destinée à convertir une énergie solaire en une énergie électrique. Les chaînes de modules photovoltaïques sont reliées à un convertisseur, par exemple un onduleur. Ce convertisseur permet de convertir la tension continue fournie par chaque chaîne de modules photovoltaïques en une tension alternative. Le rôle du convertisseur est également de déterminer un point de fonctionnement pour lequel la puissance délivrée par une chaîne de modules photovoltaïques est maximale (point de fonctionnement maximal désigné MPP pour "Maximum Power Point").
Dans une même centrale, les modules photovoltaïques peuvent être disposés avec des orientations différentes pour capter l'énergie solaire à différents moments de la journée. Une centrale photovoltaïque peut s'étendre sur plusieurs km2.
L'état de fonctionnement de chaque module photovoltaïque d'une chaîne doit être surveillé régulièrement afin de repérer d'éventuels défauts risquant d'engendrer une perte de production. Selon les cas, le défaut pourra être de différentes natures, notamment permanent s'il s'agit d'un problème matériel, ou temporaire s'il s'agit par exemple de la présence d'un ombrage ou d'une poussière sur le module photovoltaïque.
Il existe différentes solutions pour surveiller l'état de fonctionnement d'un module photovoltaïque.
Certaines solutions utilisent des capteurs de courant et de tension pour vérifier le comportement électrique du module photovoltaïque. Le document WO2015/118608
décrit une telle méthode basée sur la courbe l-V d'une cellule photovoltaïque. Cette solution est cependant très coûteuse si on souhaite l'installer sur l'ensemble des modules photovoltaïques d'une architecture.
D'autres solutions utilisent des capteurs de température. C'est le cas par exemple du brevet US6512458B1 et de la demande US2011/088744A1 qui décrivent des solutions dans lesquelles des capteurs de température sont destinés à mesurer la température au niveau des diodes de contournement pour en déduire un éventuel défaut au niveau des cellules contournées. La demande de brevet US2011/316343A1 décrit pour sa part un module photovoltaïque comportant plusieurs cellules interconnectées, dans lequel chaque cellule est associée à une unité de contrôle qui comporte un capteur de puissance et un capteur de température pour surveiller l'intégrité de la cellule.
Enfin, d'autres solutions utilisent des caméras thermiques pour repérer des éventuels points chauds sur les modules photovoltaïques, après une stimulation électrique.
Compte tenu de la superficie d'une centrale photovoltaïque, chaque opération de maintenance peut devenir coûteuse. Certains défauts détectés sur un module photovoltaïque peuvent s'avérer sérieux, nécessitant une intervention, alors que d'autres sont mineurs ou même inexistants. Il est donc pertinent de pouvoir estimer la perte de production engendrée par un défaut sur un module photovoltaïque, afin de décider de la nécessité ou non d'une intervention.
La demande de brevet WO2016/189052A1 décrit notamment un procédé permettant d'estimer la perte de production d'un module photovoltaïque, à partir d'une image thermique du module.
Ce procédé s'appuie notamment sur la relation ci-dessous, qui permet d’estimer la perte de puissance électrique d'un module photovoltaïque, référencé k (équation (1 )) :
• Upv est le coefficient thermique du module photovoltaïque ;
• Ac est la surface du module photovoltaïque ;
• Tk est la température de point chaud ;
• Tref est une température de référence ;
Cette solution antérieure peut cependant manquer de précisions, car elle doit s'appuyer sur des données fournies par une station météo souvent non présente sur le site ou sur des données satellitaires.
Le but de l'invention est donc de proposer un procédé qui permet d'estimer la perte de puissance électrique d'un module photovoltaïque, de manière précise et fiable.
Cette solution technique s'appuie notamment sur des données électriques acquises au niveau du module photovoltaïque pour affiner l'estimation et améliorer ainsi la fiabilité de la détection d'un module photovoltaïque défectueux.
Exposé de l'invention
Ce but est atteint par un procédé d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque, présent parmi un groupe de plusieurs modules photovoltaïques d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules photovoltaïques, ledit procédé comportant les étapes suivantes :
- Acquisition des paramètres environnementaux suivants pour le groupe i de modules photovoltaïques : o Gh : irradiance globale au niveau horizontal ; o Tamb : Température ambiante ; o WindSpeed : Vitesse du vent ;
Détermination d'une température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Détermination de la puissance électrique délivrée par le groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum,
Détermination de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels chacun des modules photovoltaïques du groupe i de modules photovoltaïques fournit la puissance électrique corrigée, en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique des modules et sur la puissance électrique délivrée au point de puissance maximum par le groupe i de modules photovoltaïques, et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis,
Détermination de la puissance électrique corrigée d'au moins un module photovoltaïque cible appartenant au groupe i de modules photovoltaïques à partir des paramètres environnementaux corrigés.
Selon une particularité, l'étape d'acquisition des paramètres environnementaux comporte une étape de mesure desdits paramètres.
Selon une autre particularité, l'étape de détermination de la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques est réalisée à
partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque dudit groupe i de modules photovoltaïques.
Selon une autre particularité, l'étape de détermination des paramètres environnementaux corrigés est mise en oeuvre en résolvant un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes :
Et en minimisant la fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis,
Dans lesquelles : correspond à l'irradiance au niveau du plan d'un module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• ac(i) est la facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Tambc(i) est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• WindSpeedc(C) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Pelecc(i,f) est la puissance électrique corrigée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• Pmppt(ï) correspond à la puissance délivrée par le groupe i de module photovoltaïques au point de puissance maximum ;
• &Pmppt correspond à la tolérance permise par rapport à la puissance Pmppt(ï) ;
Selon une autre particularité, ladite fonction f de pondération est la suivante :
* lWlndSpeedc(i) — IVindSpeed(i)^
Dans laquelle :
• Cl, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
Selon une autre particularité, le procédé comporte des étapes de :
- Sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence, distinct dudit module photovoltaïque cible, parmi le groupe i de modules photovoltaïques, sur la base du caractère homogène de sa température, dite température de référence,
Détermination d'une puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence,
Détermination des paramètres environnementaux corrigés en tenant compte de la contrainte additionnelle suivante :
Dans laquelle :
• Pelecc(ji,) correspond à la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence ;
• Pelecc(i,j) correspond à la puissance électrique corrigée de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• AP correspond à une tolérance en puissance acceptée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• ModulesRef(i) correspond au(x) module(s) photovoltaïque(s) de référence présents dans le groupe i de modules photovoltaïques ;
Selon une autre particularité, la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante :
Dans laquelle :
• β est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ;
• y(%/an) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ;
• PSTC (W) est une puissance électrique de référence délivrée par un module photovoltaïque dans des conditions standards de fonctionnement ;
• T(i,j) correspond à une température égale à la température du module photovoltaïque de référence ;
Selon une autre particularité, le procédé comporte des étapes de : Détermination du courant au point de puissance maximum qui traverse le groupe i de modules photovoltaïques et de la tension au point de puissance maximum aux bornes du groupe i de modules photovoltaïques,
Détermination de la tension aux bornes de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Détermination de la puissance électrique corrigée délivrée par chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Utilisation de la puissance électrique corrigée déterminée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques pour la détermination des paramètres environnementaux corrigés.
Selon une autre particularité, le procédé comporte une étape de détermination de la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible.
Selon une autre particularité, le procédé comporte une étape de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module avec une valeur seuil.
Selon une autre particularité, le procédé comporte une étape de mise en diagnostic et/ou en maintenance du module photovoltaïque cible lorsque ladite perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil.
L'invention concerne également un système d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque présent parmi un groupe de plusieurs modules d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules photovoltaïques, ledit système comportant :
Un module d'acquisition des paramètres environnementaux suivants pour le groupe i de modules photovoltaïques : o Gh (W/m2) : irradiance globale au niveau horizontal ; o Tamb (°C) : Température ambiante ; o WindSpeed (m/s) : Vitesse du vent ;
Un module de détermination d'une température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Un module de détermination de la puissance électrique délivrée par le groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum,
Un module de détermination de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels chacun des modules photovoltaïques du groupe i de modules photovoltaïques fournit la puissance électrique corrigée, en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique des modules et sur la puissance électrique délivrée au point de puissance maximum par le groupe i de modules photovoltaïques, et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis,
Un module de détermination de la puissance électrique corrigée d'au moins un module photovoltaïque dit cible, appartenant au groupe i de modules photovoltaïques, à partir des paramètres environnementaux corrigés.
Selon une particularité, le système comporte des moyens de mesure des paramètres environnementaux.
Selon une autre particularité, le système comporte un module de détermination d'une température de chaque module photovoltaïque, qui est configuré pour déterminer la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules.
Selon une autre particularité, le module de détermination des paramètres environnementaux corrigés est configuré pour résoudre un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes :
Peiec(i,j) = ac(i,j) * Gp(i) — (24.1 + 2.9 * WindSpeedc(P)] * (T(j,j) —
Tambc(i,j)>) Vi,j
Dans lesquelles :
• Gp(j) correspond à l'irradiance au niveau du plan du module de référence ;
• ac(i) est la facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules ;
• Tambc(i) est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules ;
• WindSpeedc(C) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules ;
• Peiec(i,j) est la puissance électrique corrigée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• Pmppt(ï) correspond à la puissance délivrée pour le groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum ;
• &Pmppt correspond à la tolérance permise par rapport à la puissance Pmppt(ï) ;
Selon une autre particularité, ladite fonction f de pondération est la suivante : f = Cl * lac(i,j) — a(i) | + C2 * \Tambc(i,j) — Tamb(i)\ + C3
* lWlndSpeedc(i) — IVindSpeed(i)^
Dans laquelle :
• Cl, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
Selon une autre particularité, le système comporte :
Un module de sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence, distinct dudit module photovoltaïque cible, parmi le groupe i de modules photovoltaïques, sur la base du caractère homogène de sa température, dite température de référence,
Un module de détermination d'une puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence,
Un module de détermination des paramètres environnementaux corrigés en tenant compte de la contrainte additionnelle suivante :
Dans laquelle :
• Peiec&f) correspond à la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence ;
• Pelecc(i,f) correspond à la puissance électrique corrigée de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• AP correspond à une tolérance en puissance acceptée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• ModulesRef(i) correspond au(x) module(s) photovoltaïques de référence présents dans le groupe i de modules photovoltaïques ;
Selon une autre particularité, la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante :
Dans laquelle :
• p (%/°C) est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ;
• y(%/an) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ;
• PSTC (W) est une puissance électrique de référence délivrée par un module photovoltaïque dans des conditions standards de fonctionnement ;
• T(i,j) correspond à une température égale à la température du module photovoltaïque de référence ;
Selon une autre particularité, le système comporte :
Un module de détermination du courant au point de puissance maximum qui traverse le groupe i de modules photovoltaïques et de la tension au point de puissance maximum aux bornes du groupe i de modules photovoltaïques,
Un module de détermination de la tension aux bornes de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Un module de détermination de la puissance électrique corrigée délivrée par chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques, Un module d'injection de la puissance électrique corrigée déterminée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques dans le module de détermination des paramètres environnementaux corrigés.
Selon une autre particularité, le système comporte un module de détermination de la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible.
Selon une autre particularité, le système comporte un module de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module photovoltaïque cible avec une valeur seuil.
Selon une autre particularité, le système comporte des moyens de mise en diagnostic et/ou en maintenance du module photovoltaïque cible lorsque ladite perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil.
Brève description des figures
D'autres caractéristiques et avantages vont apparaître dans la description détaillée qui suit faite en regard des dessins annexés dans lesquels :
La figure 1 représente de manière schématique une centrale photovoltaïque classique ;
La figure 2 représente de manière schématique, l'architecture d'un module photovoltaïque ;
La figure 3 représente de manière schématique la structure simplifiée d'un module photovoltaïque auquel est associé le système d'estimation de l'invention ;
La figure 4 montrent les différentes étapes du procédé de l'invention et les différents modules logiciels fonctionnels mis en jeu lors de l'exécution de ce procédé ;
Description détaillée d'au moins un mode de réalisation
En référence à la figure 1 , une centrale photovoltaïque présente classiquement les particularités d'agencement et de fonctionnement suivantes :
Plusieurs chaînes de modules photovoltaïques (appelés également panneaux photovoltaïques ou panneaux solaires) sont connectées en parallèle (deux chaînes sur la figure 1 ). Dans une même chaîne, les modules photovoltaïques sont par exemple identiques et disposés avec une même orientation et avec une même inclinaison.
- Chaque chaîne de modules photovoltaïques comporte plusieurs modules photovoltaïques connectés en série.
Un module photovoltaïque d'un groupe i de modules photovoltaïques (référencé de manière générale Mi,j dans la suite du texte) comporte plusieurs cellules photovoltaïques (non représentées) connectées en série. Les cellules photovoltaïques sont réparties en plusieurs rangées. Une rangée peut comporter une ou plusieurs cellules photovoltaïques.
- Chaque cellule photovoltaïque est destinée à convertir une énergie solaire en une énergie électrique.
Un convertisseur, par exemple un onduleur 10, comportant plusieurs bras de commutation à base de transistors, est destiné à convertir une tension continue fournie par chaque chaîne de modules photovoltaïques en une tension alternative.
Des moyens de commande, intégrés ou non au convertisseur, sont aptes à commander l'onduleur pour effectuer la conversion de tension.
- Chaque module comporte avantageusement des diodes anti-retours (non représentées) positionnées de manière adaptée, par exemple en série avec les modules de chaque chaîne.
- Chaque module photovoltaïque comporte avantageusement des diodes de contournement (dites de "bypass") pour contourner chacune une rangée de cellules distinctes d'un module si une cellule de cette rangée était en défaut. Sur la figure 1 , une diode de contournement est représentée par module photovoltaïque.
En référence à la figure 2, dans chaque module photovoltaïque, on a l'agencement suivant :
Les cellules photovoltaïques sont organisées en plusieurs rangées ou groupes. Sur la figure 2 deux colonnes de cellules forment une rangée de cellules.
- Sur la figure 2, une diode de contournement distincte est associée à chaque rangée de cellules représentée. Sur la figure 2, une rangée de cellules comporte plusieurs cellules mais elle pourrait ne comporter qu'une seule cellule.
- Chaque module photovoltaïque dispose d'une surface ou aire, référencée A.
Pour la suite de la description, on référence les modules photovoltaïques Mi,j, avec :
- i allant de 1 à N et représentant un groupe de plusieurs modules photovoltaïques de la centrale. Dans un même groupe i de modules photovoltaïques, les modules photovoltaïques appartiennent à une même chaîne, sont identiques en architecture et présentent une même orientation et inclinaison. Sur la figure 1 , de manière non limitative, chaque chaîne de modules photovoltaïques représente par exemple un groupe i distinct de modules photovoltaïques.
Dans chaque groupe i de modules, chaque module photovoltaïque est référencé j, avec j allant de 1 à M.
- Chaque module photovoltaïque Mi ,j a une image thermique notée Irrii j.
Sur la figure 1 , la centrale est représentée avec N=2 groupes de modules photovoltaïques et M=3 modules photovoltaïques par groupe de modules photovoltaïques.
Le système de l'invention est destiné à estimer, in fine, la perte de production ou de puissance énergétique d'un module photovoltaïque défectueux en fonctionnement. L'estimation peut être réalisée lorsque la centrale photovoltaïque est en cours de fonctionnement. Par les termes "en fonctionnement" ou "en cours de fonctionnement", on entend que le module photovoltaïque ou la centrale photovoltaïque est en cours de production d'une énergie électrique, par conversion d'une énergie lumineuse incidente.
Pas module défectueux, on entendra dans cette demande un module photovoltaïque ayant une production électrique inférieure à la production qu’il devrait normalement fournir dans les conditions dans lesquelles il se trouve.
En référence à la figure 3, le système d'estimation comporte les éléments suivants :
Un dispositif d'acquisition de la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
Des moyens d'acquisition des données environnementales, au niveau de la centrale ou de sa géographie proche, notamment la température ambiante, l'irradiance (c'est-à-dire la puissance d'un flux lumineux incident), la vitesse du vent ;
Des moyens d'acquisition de données électriques au niveau de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
Un calculateur ;
Le dispositif d'acquisition de la température d'un module photovoltaïque peut être formé d'un dispositif d'acquisition d'images thermiques et/ou de capteurs de température intégrés au module photovoltaïque. Le dispositif d'acquisition d'images thermiques est apte à prendre des images thermiques d'un module photovoltaïque. Il peut être formé d'une caméra thermique 1 portée par un opérateur ou par un drone, se déplaçant pour balayer chaque module photovoltaïque de la centrale.
Les moyens d'acquisition des données environnementales sont destinés à récupérer les données météo nécessaires à la mise en oeuvre du procédé de l'invention. De manière non limitative, ils peuvent comporter des capteurs, installés au niveau de la centrale photovoltaïque, par exemple capteur thermique 4 pour mesurer la température ambiante, capteur d'irradiance 2, anémomètre 3 pour mesurer la vitesse du vent. Ils peuvent également récolter des données météo disponibles sur des serveurs distants, via un réseau de communication.
Le calculateur 5 est destiné à estimer la puissance électrique d'un module photovoltaïque, dit cible, potentiellement défectueux. Le calculateur 5 comporte plusieurs modules logiciels fonctionnels décrits ci-après, qui permettent de réaliser des calculs intermédiaires nécessaires pour l'estimation de la puissance électrique du module photovoltaïque.
La caméra thermique 1 et les moyens d'acquisition des données environnementales sont avantageusement connectés au calculateur 5 pour lui transmettre leurs données de mesure. Le transfert de données vers le calculateur 5 peut être réalisé de manière automatique et/ou par un opérateur en utilisant une interface homme-machine adaptée.
Les moyens d'acquisition de données électriques comportent des moyens de détermination de la puissance délivrée au point de puissance maximum pour l'ensemble des modules photovoltaïques du groupe i de modules photovoltaïques. Ces moyens de détermination sont activés de manière synchronisée avec le dispositif d'acquisition de la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques, en vue de corréler directement la puissance délivrée avec la température acquise.
Cette puissance est désignée Pmppt(S) (KW) et est mesurée au niveau de la chaîne de modules photovoltaïques. De manière connue, un régulateur dit MPPT (pour "Maximal Power Point T racking") scanne régulièrement la tension électrique produite par le module photovoltaïque en vue de trouver le point de sortie maximum en courant. Dans un module photovoltaïque, l'intensité maximale possible est dépendante de la puissance lumineuse reçue par le module photovoltaïque. Tant que la charge ne dépasse pas la capacité du module photovoltaïque, l'intensité électrique est maximisée par l'ensoleillement reçu. Quand la charge augmente trop, la tension baisse, jusqu'à zéro. Dans ce cas, la puissance de sortie est elle aussi nulle. Pour maximiser la puissance, le régulateur MPPT va faire varier la tension circulant dans le module photovoltaïque, en vue d'atteindre la tension la plus élevée possible sans faire baisser l'intensité électrique.
De manière optionnelle, les moyens d'acquisition peuvent également être configurés pour acquérir le courant électrique fourni par chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum, référencé Imppt(i>D (A), et la tension aux bornes de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum, référencée Vmppt(i,D (V).
Partant de cette architecture, le procédé de l'invention permet en premier lieu d'estimer la puissance électrique d'un module photovoltaïque présent dans un groupe i de modules photovoltaïques. Le procédé suit les étapes décrites ci-dessous.
Etape E0 - Acquisition des données environnementales
Grâce aux moyens d'acquisition des données environnementales, le système acquiert les données nécessaires à la mise en oeuvre du procédé. Selon les moyens disponibles, elles sont mesurées et/ou récupérées sur des serveurs distants. Ces données sont transférées au calculateur. Ces données sont les suivantes :
• Gh (W/m2) : irradiance globale au niveau horizontal ;
• Tamb (°C) : Température ambiante ;
• WindSpeed (m/s) : Vitesse du vent ;
Par ailleurs, comme l’inclinaison et l'orientation des modules photovoltaïques dans chaque groupe i de modules photovoltaïques sont connues, le calculateur 5 peut déterminer le paramètre :
• Gp (W/m2) qui correspond à l'irradiance au niveau du plan du module photovoltaïque ;
Etape E1 - Acquisition de données de température au niveau de chaque module photovoltaïque et détermination de la température moyenne de chaque module photovoltaïque
L'acquisition des données de température est mise en oeuvre avantageusement à l'aide d'une caméra thermique 1. Elle pourrait être réalisée à l'aide des données fournies par des capteurs de température intégrés au module photovoltaïque. Les données acquises sont ensuite transférées au calculateur 5 pour traitement.
L'acquisition d'images thermiques est réalisée lorsque les conditions de mesure radiométrique sont satisfaisantes, avec par exemple G supérieur ou égal à 600W/m2 et un vent stable de vitesse inférieure ou égale à 15km/h. Les conditions sont précisées de façon plus détaillée dans la demande de brevet WO2016/189052A1 .
Pour chaque module photovoltaïque, son image thermique est ensuite découpée ou segmentée virtuellement par le calculateur 5 en plusieurs zones de température. Chaque zone de température est caractérisée par une température propre qui est uniforme ou quasi-uniforme sur toute la zone. Deux zones thermiques adjacentes ou contigües sont considérées comme distinctes lorsqu'elles présentent entre elles une différence de température supérieure à une valeur seuil prédéfinie, par exemple égale à 10°C. Par quasi-uniforme, on veut dire que la température peut varier d'un point à un autre de la zone thermique, mais que la différence de température entre deux points d'une même zone reste toujours inférieure à ladite valeur seuil prédéfinie. Une zone thermique, dite chaude, est donc une zone dont la température dépasse la température des autres zones de la valeur seuil prédéfinie.
A chaque zone thermique, le calculateur 5 associe ensuite une température déterminée représentative de la température de la zone. Cette température affectée à chaque zone peut être une température moyenne déterminée à partir de toutes les températures de la zone.
Le calculateur 5 détermine ensuite la température moyenne de chaque module photovoltaïque. Le calculateur affecte cette température moyenne comme la température du module photovoltaïque j dans le groupe i de modules photovoltaïques, référencée T(i,j) (°C).
Etape E2 - Acquisition des données électriques
Comme indiqué ci-dessus, le calculateur 5 acquiert les données électriques relatives à chaque groupe i de modules comprenant les modules photovoltaïques à évaluer. Les groupes i peuvent ainsi correspondre à des chaines de modules de la centrale PV, reliées à des onduleurs fournissant ces mesures. L'acquisition de ces données est synchronisée avec celle de la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques. Ces données électriques sont les suivantes :
• ^mppt (0(KW) : Puissance délivrée par le groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum ;
• ^mppt (0 (A) - acquisition optionnelle : Courant délivré par le groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum ;
• ^mppt CO (V) - acquisition optionnelle : Tension aux bornes du groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum ;
Etape E3 optionnelle - Sélection d'un module photovoltaïque de référence
Lors de cette étape optionnelle, le calculateur 5 peut sélectionner au moins un module photovoltaïque de référence (référencé Mref) dans un groupe i de modules. Un module photovoltaïque de référence est un module considéré comme sain. Dans la suite de la description, on parlera également de manière indifférente d'un module photovoltaïque de référence ou d'un module photovoltaïque sain. Cette étape est optionnelle et peut ne pas être exécutée par le calculateur 5.
Le module de référence Mref est un module photovoltaïque analogue au module photovoltaïque surveillé et ciblé (c'est-à-dire avec les mêmes caractéristiques techniques - avec la même orientation et la même inclinaison) et non défectueux. Il fait partie du même groupe i de modules photovoltaïques que le module photovoltaïque surveillé. Il dispose d'une distribution de température homogène sur l'ensemble de ses zones. Autrement dit, il ne comporte aucune zone thermique chaude au sens défini ci- dessus lors de l'étape E1 .
Sur la figure 3, deux modules M1 ,1 , M1 ,2 du groupe 1 de modules photovoltaïques ont été représentés. L'un des deux est défectueux et l'autre module photovoltaïque est sain et peut ainsi être choisi comme le module photovoltaïque de référence Mref.
L'ensemble des modules photovoltaïques de référence d'un même groupe i de modules photovoltaïques est référencé Module s Ref {i). Une même chaîne de modules photovoltaïques peut en effet comporter plusieurs modules photovoltaïques sains.
Etape E4 optionnelle - Estimation de la puissance électrique fournie par le module photovoltaïque de référence
Le calculateur 5 peut estimer la puissance électrique théorique qu'un module photovoltaïque sain, c'est-à-dire le module de référence, serait à même de fournir. Le calculateur s'appuie sur la formule suivante (équation (2)) :
Dans laquelle :
• β Ç%/°C) est un facteur de perte de puissance du module photovoltaïque en fonction de la température ;
• y (%/a.ri) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ;
• PSTC (W) est une puissance électrique de référence délivrée par un module photovoltaïque dans des conditions standards de fonctionnement (1000W/m2, 25°C) ;
• T(i,j) correspond à la température du module photovoltaïque de référence, déterminée lors de l'étape E1 ;
On comprend que le calculateur 5 s'appuie notamment sur des données prémémorisées, liées au vieillissement du module et de la centrale.
PeiectiJ) correspond ainsi à la puissance électrique que devrait théoriquement fournir un module photovoltaïque sain, à sa température T(i,j) mesurée.
Etape E5
De manière connue, l'équation de balance énergétique d'un module photovoltaïque est la suivante (équation (3)) :
« x Gp(j) = Peiec(i,j) + Upv x (T(i,j) - Tamb) x A
Dans laquelle :
• a est le facteur d’absorption du module photovoltaïque, sa valeur théorique est entre [0.8-0.9] ;
• [/pr(W/°C/m2) est le coefficient d'échange thermique du module photovoltaïque ;
De manière connue, ce coefficient d'échange thermique du module photovoltaïque peut être exprimé par la relation suivante (équation (4)) :
■ Upv = 24.1 + 2.9 * WindSpeed
On observe cependant que l’équation (3) ci-dessus n’est pas respectée pour tous les modules photovoltaïques sains d'un groupe i de modules photovoltaïques. Cela peut venir de plusieurs raisons :
• Vieillissement non homogène ou salissure qui impacte le facteur d’absorption du module photovoltaïque ;
• La vitesse du vent et la température ambiante peuvent varier localement, d'un module photovoltaïque à un autre ; Sur un même groupe i de modules photovoltaïques, ces deux paramètres peuvent être cependant considérés comme identiques d'un module photovoltaïque à un autre du groupe ;
Il est donc pertinent de faire en sorte que la relation de balance énergétique soit respectée. Pour cela, il est nécessaire de considérer les paramètres corrigés suivants :
• ac(Lj) est le facteur d’absorption corrigé pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ; il est possible de choisir un coefficient ac(i) valable pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Tambc(i,j) est la température ambiante corrigée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ; il est possible de choisir une température Tambc(f) valable pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• WindSpeedc(f) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Pelecc(i,f) est la puissance électrique corrigée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
Ces paramètres ac(i,f), Tambc(i,j), WindSpeedc(C) sont considérés comme les paramètres environnementaux corrigés des modules.
Etape E5.1
L'un des principes de l'invention consiste à déterminer des paramètres environnementaux corrigés en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique des modules et sur la puissance électrique Pmppt(i) délivrée au point de puissance maximum par le groupe i de modules photovoltaïques, et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis.
Le calculateur 5 détermine ainsi les trois paramètres ac(j,j), Tambc(i,j), WindSpeedc(i) qui permettent de vérifier l'équation de balance énergétique.
Et les contraintes sont les suivantes :
Peiec(i,j) = ac(i,j) * Gp(P) — (24.1 + 2.9 * WindSpeedc(P)] * (T(j,j) —
Tambc(i,j))' Xfi,j (équation (5))
Peiec(i,j) * (1 - AP) < Pelecc(i,f) < Peiec(i,j) * (1 + AP ) Vj e {ModulesRef (iy} (équation (6))
Peiec(i,j) ≥ Pmppt(.ty * (1 + ^Pmpptyvi>j (équation (7))
Peiec(i,j) ≥ PmpptCO * (1 ^Pmppt)Vi> J (équation (8))
Le calculateur 5 est donc également amené à minimiser une fonction f de pondération des trois paramètres corrigés ac(j), Tambc(C), WindSpeedc(C), par rapport aux paramètres acquis initialement lors de l'étape E0. Pour chaque paramètre, un coefficient de pondération distinct est appliqué, selon l'influence de ce paramètre.
A titre d'exemple, l'expression de la fonction f peut être la suivante (équation
(9)) : f = Cl * lac(i,j) — a(i) | + C2 * S \Tambc(i,j) — Tamb(C) \ + C3
* \WindSpeedc(i) — WindSpeed(i) \
En variante, le calculateur peut également s'appuyer sur l'expression f suivante :
* (WindSpeedc(i) — WindSpeed(iy)*2
Avec :
• Peiec(i,j) qui correspond à la puissance électrique corrigée de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• AP qui correspond à une tolérance en puissance acceptée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques. A titre d'exemple, on peut choisir AP = 10% ;
• Cl, C2, C3 qui sont les facteurs de pondération. A titre d’exemple, on peut choisir C1 = 100, C2=C3=1. Le facteur d'absorption varie très peu en comparaison de la température ambiante et de la vitesse du vent ;
• CPmppt qui correspond à la tolérance permise par rapport à la puissance Pmppt(i) acquise lors de l'étape E2. A titre d’exemple, la tolérance peut être fixé à 3% ;
• ModulesRef(i) qui correspond au(x) module(s) photovoltaïques de référence présents dans le groupe i de modules photovoltaïques (si sélection d'un module photovoltaïque de référence à l'étape E3) ;
• Peiec&f) Qui correspond à la puissance électrique théorique fournie par un module photovoltaïque sain, déterminée préalablement à l'étape E4 (si sélection d'un module photovoltaïque de référence à l'étape E3).
Optionnellement, on peut considérer que la température ambiante est homogène pour l'ensemble des modules photovoltaïques du groupe i de modules photovoltaïques. On a alors (équation 10) :
Tambc(P) = Tambc(i,j)Vj
Etape E5.2 optionnelle
Comme indiqué ci-dessus, lors de l'étape E2, dans une version améliorée, il est possible de disposer des mesures du courant lmppt(S) qui traverse toute la chaîne de modules photovoltaïques (c'est-à-dire le groupe i) et de la tension Vmppt(i) aux bornes du groupe i de modules photovoltaïques.
Ces mesures permettent notamment de pouvoir identifier des problèmes liés aux diodes de contournement ("bypass") employées dans les modules photovoltaïques.
Pour le groupe i de modules photovoltaïques qui constituent dans cet exemple une chaine de modules en série reliés à un onduleur permettant la mesure électrique, on a donc au niveau des modules individuels M i,j :
(équation (11 ))
(équation (12))
En fonction de l’architecture de connexion électrique des modules au sein des groupes de mesures, les équations (11 ) et (12) ci-dessus peuvent varier, tout en restant dans le principe de l’invention.
Il est ainsi possible de formuler l'expression de la tension Vmsain aux bornes d'un module photovoltaïque sain. Cette expression est la suivante (équation (13)) :
^rnsain(^j) = ^mSTC + ^iln (F) + (ln (F))2 + β mppt(T (î> f) ~
Avec :
• VmSTC qui est la tension MPPT aux conditions standards (STC = 25°C, 1000W/m2) ; il s'agit d'une donnée de constructeur ;
• Pmppt qui est le facteur variation de tension MPPT, également donné par le constructeur ;
• D1 , D2 qui sont des paramètres des fonctions empiriques qui sont extraits grâce aux données de simulation ;
• Et avec (équation (14)) :
• G(i) étant l'irradiance mesurée ou estimée, respectivement sur un module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques.
Connaissant la tension aux bornes d'un module photovoltaïque sain, le calculateur 5 va estimer la tension aux bornes de chaque autre module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques. Pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques, il faut tenir compte que sa tension Vmppt(i,j) peut être réduite selon le nombre de diodes de contournement actives. On peut donc ajouter une variable qui correspond au nombre de diodes activées pour chaque module photovoltaïque, référencée DiodeActive(i,_r) e {0,1,2, .. , Ndiode}. Ndiode est le nombre total de diodes du module photovoltaïque. Un facteur de dégradation continue est aussi ajouté : DegradeÇiJ) e [0,1], Ce facteur permet de tenir compte du niveau de vieillissement de chaque module, celui-ci pouvant varier d'un module à un autre.
On obtient alors l'expression de la tension aux bornes d'un module photovoltaïque :
Cette expression vient s'ajouter aux contraintes définies ci-dessus à l'étape E5.1 ci-dessus et permet de rendre la détermination des paramètres corrigés plus précise.
Etape E5.3
Le calculateur 5 est amené à résoudre le problème d'optimisation évoqué ci- dessus (étape 5.1 et étape 5.2 si exécutée). Il s'agit d'un problème d'optimisation non- linéaire qu'il est possible de résoudre avec des solveurs de type "fmincon".
Etape E6
Une fois les trois paramètres corrigés obtenus ( ac(i,j), Tambc(i,j) , WindSpeedc(T)) par résolution du problème d'optimisation, il est possible de déterminer la puissance électrique Pelecc(i,_r) fournie par chaque module photovoltaïque Mi,j en s'appuyant sur la relation (5) ci-dessus.
Par la suite, le calculateur 5 peut estimer la perte de puissance PowerLossÇij) de chaque module photovoltaïque par rapport à la moyenne de puissance des modules photovoltaïques de référence du même groupe de modules photovoltaïques, par la relation suivante :
En cas d'absence de détermination d'un module photovoltaïque de référence à l'étape E3, l'expression au dénominateur mean peut être
remplacée par une puissance de référence théorique, telle que celle déterminée à l'étape E4 .
En déterminant cette perte de puissance pour chaque module photovoltaïque, le calculateur 5 est en mesure d'identifier, au sein d'un groupe de plusieurs modules photovoltaïques, les modules photovoltaïques qui sont défectueux, par exemple en comparant la perte de puissance calculée pour le module photovoltaïque avec une
valeur seuil mémorisée. Chaque module photovoltaïque déclaré comme défectueux pourra faire l'objet d'actions spécifiques de diagnostic et/ou de maintenance.
Comme illustré par la figure 4, l'architecture du système d'estimation de l'invention peut être décrit de la manière suivante :
L'étape EO est mise en oeuvre par les moyens d'acquisition des données environnementales du système. Il s'agit donc par exemple de mesurer la vitesse du vent, la température ambiante et l'irradiance. Ces données peuvent également être récupérées par le calculateur en se connectant sur un serveur météo distant. Sur la figure 4, de manière non limitative, nous avons représenté les différents capteurs 2, 3, 4 nécessaires à la prise de ces mesures.
L'étape E1 est mise en oeuvre à la fois par le dispositif d'acquisition des données de température et par un module de traitement MT du calculateur 5, chargé de traiter les données de mesure pour affecter une température moyenne à chaque module photovoltaïque. Sur la figure 4, de manière non limitative, l'acquisition des données est réalisée par la caméra thermique 1 . L'étape E2 est mise en oeuvre grâce à l'onduleur 6 chargé de transmettre les données électriques du groupe i de modules photovoltaïques et à un module d'acquisition des données électriques relatives au groupe i de modules photovoltaïques, ce module d'acquisition étant intégré au calculateur. Il s'agit d'acquérir la puissance électrique Pmppt(0(KW) au point de puissance maximum, et éventuellement le courant /mppt(r) (A) délivré au point de puissance maximum et la tension Vmppt{i) (V) fournie au point de puissance maximum.
L'étape E3 optionnelle est mise en oeuvre par un module de sélection MS du calculateur 5, celui-ci étant chargé de sélectionner au moins un module photovoltaïque de référence Mref.
L'étape E4 optionnelle est mise en oeuvre par un premier module de calcul MC1 du calculateur 5, destiné à calculer la puissance électrique Peiec(i,_T) théorique fournie un module photovoltaïque sain.
L'étape E5 est mise en oeuvre par un deuxième module de calcul MC2 du calculateur, destiné à résoudre le problème d'optimisation en vue de déterminer les trois paramètres environnementaux recherchés. Lors de l'étape E5.2, le module MC2 peut notamment utiliser les mesures de courant /mppt(0 (A) de la tension Vmppt(i) (V) au niveau du groupe i de modules
photovoltaïques et estimer la puissance électrique corrigée Peiec(i,j) en vue de faciliter l'obtention des paramètres environnementaux recherchés.
L'étape E6 est mise en oeuvre par un troisième module de calcul MC3 du calculateur, destiné à estimer la puissance électrique réelle Pelecc(i,f) fournie par chaque module photovoltaïque Mi,j et la perte de puissance PowerLoss(i,f) de chaque module photovoltaïque.
Le calculateur pourra embarquer avantageusement des moyens de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module photovoltaïque avec une valeur seuil. Si le module photovoltaïque est considéré comme défectueux (c'est-à-dire lorsque sa perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil), le calculateur 5 peut être configuré pour activer des moyens de mise en diagnostic et/ou en maintenance de ce module photovoltaïque.
Il faut noter que l'invention décrite ci-dessus reste applicable dans le cas où on utilise au sein de la centrale des modules photovoltaïques dits bifaciaux, c'est-à-dire avec leurs deux faces actives. Dans ce cas particulier, l'équation (2) de puissance électrique fournie par un module photovoltaïque sain est la suivante :
Avec
• G(j) qui est l'irradiance solaire reçue par la face avant du module photovoltaïque ;
• Garr(0 qui est l'irradiance solaire reçue par la face arrière du module photovoltaïque ; Elle peut être issue d'une mesure ou d'une estimation à partir d'un modèle ;
• bif acteur qui est le facteur bifacial provenant des données du constructeur du module photovoltaïque ;
L’équation (5) devient pour sa part :
Peiec(i,j) = ac(i,j) * (G(i) + bif acteur * Garr(if) — (24.1 + 2.9 * W indSp eedc(jf)) *
Le reste du procédé de l'invention s'applique de manière identique.
L'invention décrite ci-dessus est donc une solution particulièrement simple et fiable pour déterminer la puissance électrique fournie par chaque module photovoltaïque et en déduire éventuellement une perte de puissance d'un module photovoltaïque défectueux dans une centrale photovoltaïque. Elle pourra par exemple être utilisée pour identifier, au sein d’un groupe de modules photovoltaïque, certains modules photovoltaïques qui seront considérés comme défectueux du fait d’une perte de puissance supérieure à un certain seuil. Ces modules photovoltaïques pourront alors faire l’objet d’actions spécifiques de diagnostic ou de maintenance.
Claims
1. Procédé d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque, présent parmi un groupe de plusieurs modules photovoltaïques d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules photovoltaïques, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes :
- Acquisition des paramètres environnementaux suivants pour le groupe i de modules photovoltaïques : o Gh : irradiance globale au niveau horizontal ; o Tamb : Température ambiante ; o WindSpeed : Vitesse du vent ;
Détermination d'une température (T(i, /)) de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Détermination de la puissance électrique (Pmppt(0) délivrée par le groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum,
Détermination de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels chacun des modules photovoltaïques du groupe i de modules photovoltaïques fournit la puissance électrique corrigée, en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique des modules et sur la puissance électrique (Pmppt(i)) délivrée au point de puissance maximum par le groupe i de modules photovoltaïques, et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis,
Détermination de la puissance électrique corrigée (PeZecc(j,j)) d'au moins un module photovoltaïque cible appartenant au groupe i de modules photovoltaïques à partir des paramètres environnementaux corrigés.
2. Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce que l'étape d'acquisition des paramètres environnementaux comporte une étape de mesure desdits paramètres.
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l'étape de détermination de la température (T(j,j)) de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques est réalisée à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque dudit groupe i de modules photovoltaïques.
4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que l'étape de détermination des paramètres environnementaux corrigés est mise en oeuvre en résolvant un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes :
Et en minimisant la fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis,
Dans lesquelles :
• Gp(j) correspond à l'irradiance au niveau du plan d'un module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• ac(i) est la facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Tambc(i) est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• WindSpeedc(C) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Pelecc(i,f) est la puissance électrique corrigée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• Pmppt(ï) correspond à la puissance délivrée par le groupe i de module photovoltaïques au point de puissance maximum ;
• &Pmppt correspond à la tolérance permise par rapport à la puissance Pmppt(ï) ;
5. Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante :
* lWlndSpeedc(i) — IVindSpeed(i)^
Dans laquelle :
• Cl, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
6. Procédé selon la revendication 4 ou 5, caractérisé en ce qu'il comporte des étapes de :
- Sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence (Mref), distinct dudit module photovoltaïque cible, parmi le groupe i de modules photovoltaïques, sur la base du caractère homogène de sa température, dite température de référence,
Détermination d'une puissance électrique (PeJec(i,j)) théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence, Détermination des paramètres environnementaux corrigés en tenant compte de la contrainte additionnelle suivante :
Peiec(i,j) * (1 - &P) Pelecc(l,j) < Peiec(i,j) * (1 + AP ) Vj e {ModulesRef (i)}
Dans laquelle :
• PeiectiJ) correspond à la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence ;
• Peiec(i,j) correspond à la puissance électrique corrigée de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• AP correspond à une tolérance en puissance acceptée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• Module s Ref {i) correspond au(x) module(s) photovoltaïque(s) de référence présents dans le groupe i de modules photovoltaïques ;
7. Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante :
Dans laquelle :
•
est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ;
• y(%/an) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ;
• PSTC (W) est une puissance électrique de référence délivrée par un module photovoltaïque dans des conditions standards de fonctionnement ;
• T(i,j) correspond à une température égale à la température du module photovoltaïque de référence ;
8. Procédé selon la revendication 6 ou 7, caractérisé en ce qu'il comporte des étapes de :
28
Détermination du courant (/mppt(i) au point de puissance maximum qui traverse le groupe i de modules photovoltaïques et de la tension (Vmppt(i)) au point de puissance maximum aux bornes du groupe i de modules photovoltaïques,
Détermination de la tension aux bornes de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Détermination de la puissance électrique corrigée Peiec(i,j) délivrée par chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques, Utilisation de la puissance électrique corrigée déterminée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques pour la détermination des paramètres environnementaux corrigés.
9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de détermination de la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible.
10. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module avec une valeur seuil.
11. Procédé selon la revendication 10, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de mise en diagnostic et/ou en maintenance du module photovoltaïque cible lorsque ladite perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil.
12. Système d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque présent parmi un groupe de plusieurs modules d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules photovoltaïques, caractérisé en ce qu'il comporte :
Un module d'acquisition des paramètres environnementaux suivants pour le groupe i de modules photovoltaïques : o Gh (W/m2) : irradiance globale au niveau horizontal ; o Tamb (°C) : Température ambiante ; o WindSpeed (m/s) : Vitesse du vent ;
Un module de détermination d'une température (T(j,j)) de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Un module de détermination de la puissance électrique (Pmppt(ij)) délivrée par le groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum,
Un module de détermination de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels chacun des modules photovoltaïques du groupe i de modules photovoltaïques fournit la puissance électrique corrigée, en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique des modules et sur la puissance électrique (Pmppt(.i)') délivrée au point de puissance maximum par le groupe i de modules photovoltaïques, et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis,
Un module de détermination de la puissance électrique corrigée (PeZecc(j,j)) d'au moins un module photovoltaïque dit cible, appartenant au groupe i de modules photovoltaïques, à partir des paramètres environnementaux corrigés.
13. Système selon la revendication 12, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens de mesure des paramètres environnementaux.
14. Système selon la revendication 12 ou 13, caractérisé en ce qu'il comporte un module de détermination d'une température (MT) de chaque module photovoltaïque, qui est configuré pour déterminer la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules.
15. Système selon l'une des revendications 12 à 14, caractérisé en ce que le module de détermination des paramètres environnementaux corrigés est configuré pour résoudre un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes :
Dans lesquelles :
• Gp(j) correspond à l'irradiance au niveau du plan du module de référence ;
• ac(i) est la facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules ;
• Tambc(i) est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules ;
• WindSpeedc(C) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules ;
• Peiec(i,j) est la puissance électrique corrigée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• Pmppt(i) correspond à la puissance délivrée pour le groupe i de modules photovoltaïques au point de puissance maximum ;
• &Pmppt correspond à la tolérance permise par rapport à la puissance Pmppt(P) ;
16. Système selon la revendication 15, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante :
i
Dans laquelle :
• Cl, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
17. Système selon la revendication 15 ou 16, caractérisé en ce qu'il comporte : Un module de sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence (Mref), distinct dudit module photovoltaïque cible, parmi le groupe i de modules photovoltaïques, sur la base du caractère homogène de sa température, dite température de référence,
Un module de détermination d'une puissance électrique (PeJec(i,j)) théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence,
Un module de détermination des paramètres environnementaux corrigés en tenant compte de la contrainte additionnelle suivante :
Dans laquelle :
• Peiec(i,j) correspond à la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence ;
• Peiec(i,j) correspond à la puissance électrique corrigée de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• AP correspond à une tolérance en puissance acceptée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
• ModulesRef(i) correspond au(x) module(s) photovoltaïques de référence présents dans le groupe i de modules photovoltaïques ;
18. Système selon la revendication 17, caractérisé en ce que la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante :
Dans laquelle :
•
est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ;
• y(%/an) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ;
• PSTC (W) est une puissance électrique de référence délivrée par un module photovoltaïque dans des conditions standards de fonctionnement ;
• T(i,j) correspond à une température égale à la température du module photovoltaïque de référence ;
19. Système selon la revendication 17 ou 18, caractérisé en ce qu'il comporte : Un module de détermination du courant (/mppt(0) au point de puissance maximum qui traverse le groupe i de modules photovoltaïques et de la tension (Vmppt(i)) au point de puissance maximum aux bornes du groupe i de modules photovoltaïques,
Un module de détermination de la tension aux bornes de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Un module de détermination de la puissance électrique corrigée (Pelecc(_i,j")) délivrée par chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques,
Un module d'injection de la puissance électrique corrigée déterminée pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques dans le module de détermination des paramètres environnementaux corrigés.
20. Système selon l'une des revendications 12 à 19, caractérisé en ce qu'il comporte un module de détermination de la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible.
21. Système selon la revendication 20, caractérisé en ce qu'il comporte un module de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module photovoltaïque cible avec une valeur seuil.
22. Système selon la revendication 21 , caractérisé en ce qu'il comporte des moyens de mise en diagnostic et/ou en maintenance du module photovoltaïque cible
lorsque ladite perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil.
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