ES2614607T3 - Procedimiento de previsión de la producción eléctrica de un dispositivo fotovoltaico - Google Patents

Procedimiento de previsión de la producción eléctrica de un dispositivo fotovoltaico Download PDF

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ES2614607T3
ES2614607T3 ES10150771.3T ES10150771T ES2614607T3 ES 2614607 T3 ES2614607 T3 ES 2614607T3 ES 10150771 T ES10150771 T ES 10150771T ES 2614607 T3 ES2614607 T3 ES 2614607T3
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Abstract

Procedimiento de previsión de la producción eléctrica de un dispositivo fotovoltaico que comprende módulos fotovoltaicos (1), que comprende una primera parte de estimación de la iluminación que se recibirá en el plano de los módulos fotovoltaicos (1) y una segunda parte de estimación de la producción eléctrica del dispositivo fotovoltaico, caracterizado por que comprende la primera etapa siguiente: (E1) - determinación de si un periodo pasado considerado es soleado o nublado, y caracterizado por que comprende la segunda etapa siguiente (E2) de implementación de al menos una de las dos etapas siguientes: (E2) - corrección de la segunda parte del procedimiento de previsión de la producción eléctrica a partir de la medida de la producción eléctrica real de los módulos fotovoltaicos en el periodo considerado, si este periodo pasado considerado es soleado; y/o - corrección de la primera parte del procedimiento de previsión de la producción eléctrica a partir de la medida de la producción eléctrica real de los módulos fotovoltaicos en el periodo considerado, si este periodo considerado es nublado.

Description

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DESCRIPCION
Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico
La invencion se refiere a un procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico. La invencion tambien se refiere a un programa informatico de implementacion de dicho procedimiento, asf como a un dispositivo fotovoltaico que implementa dicho procedimiento. Finalmente, la invencion se refiere a una utilizacion de este procedimiento para el diagnostico de un dispositivo fotovoltaico.
La parte de produccion de energfa electrica proveniente de las instalaciones fotovoltaicas aumenta rapidamente. Una particularidad de esta produccion solar proviene del hecho de que es muy irregular, ya que vana fuertemente en funcion de las condiciones meteorologicas. Ahora bien, cuando estas instalaciones estan conectadas a una red electrica, este caracter imprevisible induce una dificultad de gestion de toda la red, ya que se vuelve diffcil garantizar un equilibrio entre la produccion y la demanda de energfa. De forma mas general, este caracter imprevisible de la produccion electrica es perjudicial para cualquier dispositivo cuya fuente de energfa dependa al menos en parte de la energfa solar.
Para paliar este inconveniente, existen modelos de prevision de la produccion electrica de las instalaciones fotovoltaicas, a partir de las previsiones meteorologicas. Dicha solucion se explica, por ejemplo, en el documento EP1660917. Sin embargo, la produccion electrica de una instalacion fotovoltaica depende de numerosos parametros y resulta diffcil desarrollar un modelo muy preciso. En efecto, es necesario aprovechar las previsiones meteorologicas para deducir a partir de ellas previsiones muy localizadas, hasta obtener una prevision de la iluminacion en el plano de los modulos fotovoltaicos, para estimar finalmente la produccion electrica de la instalacion sobre la base de un rendimiento predefinido. Durante todas estas etapas, existen numerosos errores y aproximaciones. Los modelos existentes dan finalmente resultados imprecisos e insatisfactorios.
El documento "HOW WELL DO PV MODELLING ALGORITHMS REALLY PREDICT PERFORMANCE" de Steve Ransome describe la modelizacion de la produccion de paneles fotovoltaicos en funcion del tiempo (nublado o cubierto), pero no ensena ninguna correccion del modelo de prevision en funcion de este parametro.
De este modo, un objeto general de la invencion es proponer una solucion mas precisa y fiable de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico.
A tal efecto, la invencion se basa en un procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico que comprende modulos fotovoltaicos, que comprende una primera parte de estimacion de la iluminacion que se recibira en el plano de los modulos fotovoltaicos y una segunda parte de estimacion de la produccion electrica del dispositivo fotovoltaico, caracterizado por que comprende la primera etapa siguiente:
- determinacion de si un periodo pasado considerado es soleado o nublado,
y caracterizado por que comprende la segunda etapa siguiente de implementacion de al menos una de las dos etapas siguientes:
- correccion de la segunda parte del procedimiento de prevision de la produccion electrica a partir de la
medida de la produccion electrica real de los modulos fotovoltaicos en el periodo considerado si este
periodo considerado es soleado; y/o
- correccion de la primera parte del procedimiento de prevision de la produccion electrica a partir de la
medida de la produccion electrica real de los modulos fotovoltaicos en el periodo considerado si este
periodo considerado es nublado.
La invencion tambien se refiere a un soporte informatico que comprende un programa informatico capaz de implementar el procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico, tal como se ha descrito anteriormente.
La invencion tambien se refiere a un dispositivo fotovoltaico que comprende modulos fotovoltaicos, un elemento de medida de su produccion electrica real, caracterizado por que comprende una unidad de gestion que implementa el procedimiento de prevision de la produccion electrica, tal como se ha descrito anteriormente.
La invencion tambien se refiere a la utilizacion del procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico, tal como se ha descrito anteriormente para diagnosticar el estado de un dispositivo fotovoltaico.
La invencion esta definida, mas exactamente, por las reivindicaciones.
Estos objetos, caractensticas y ventajas de la presente invencion se expondran en detalle en la descripcion siguiente de una realizacion particular realizada a fftulo no limitante en relacion con las figuras adjuntas, entre las cuales:
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La figura 1 ilustra esquematicamente un dispositivo fotovoltaico, de acuerdo con una realizacion de la invencion.
La figura 2 ilustra esquematicamente los diferentes bloques del procedimiento de prevision de la produccion fotovoltaica, de acuerdo con la realizacion de la invencion.
La figura 3 representa las potencias electricas medida y prevista en un dfa, de acuerdo con un primer escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 4 representa la relacion entre la potencia electrica medida y la potencia electrica teorica con tiempo despejado en funcion del tiempo, de acuerdo con el primer escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 5 representa el valor absoluto de la derivada de la relacion entre la potencia electrica medida y la potencia electrica teorica con tiempo despejado en funcion del tiempo, de acuerdo con el primer escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 6 representa las potencias electricas medida y teorica con tiempo despejado en un dfa, de acuerdo con un segundo escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 7 representa la relacion entre la potencia electrica medida y la potencia electrica teorica con tiempo despejado en funcion del tiempo, de acuerdo con el segundo escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 8 representa el valor absoluto de la derivada de la relacion entre la potencia electrica medida y la potencia electrica teorica con tiempo despejado en funcion del tiempo, de acuerdo con el segundo escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 9 ilustra la iluminacion en funcion del tiempo, de acuerdo con otro escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 10 ilustra la temperatura en funcion del tiempo, de acuerdo con este otro escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 11 ilustra las producciones medida y prevista en funcion del tiempo, de acuerdo con este escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 12 representa las perdidas de la produccion fotovoltaica en funcion de la relacion de la potencia prevista respecto a la potencia nominal, de acuerdo con el escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 13 ilustra las producciones medida y prevista despues de la correccion en funcion del tiempo, de acuerdo con el escenario de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 14 ilustra la produccion electrica medida durante un ultimo escenario de dfa nublado de implementacion de la realizacion de la invencion.
La figura 15 representa las iluminaciones calculadas en el plano de los modulos fotovoltaicos y en el plano horizontal, de acuerdo con este escenario nublado.
La figura 16 ilustra iluminaciones provenientes de las previsiones meteorologicas e iluminaciones calculadas mediante el procedimiento de la realizacion de la invencion.
La figura 17 ilustra la evolucion de los pesos en funcion de la irradiacion prevista aportados a diferentes previsiones meteorologicas, de acuerdo con la realizacion de la invencion.
La figura 1 representa esquematicamente un dispositivo fotovoltaico, de acuerdo con una realizacion de la invencion. Este dispositivo comprende varios modulos fotovoltaicos 1 conectados a la red electrica tradicional 3 por medio de un ondulador 2. Los modulos pueden estar, por supuesto, conectados a una aplicacion autonoma por medio de un convertidor. Este dispositivo comprende, ademas, una unidad de control o de gestion 10 que depende de un ordenador que comprende un programa informatico que implementa el procedimiento de prevision de la produccion electrica que se describira mas adelante. La unidad de control 10 recibe la medida de la produccion electrica real de la instalacion fotovoltaica 1,2 mediante una conexion 4. Por otro lado, esta unidad de control 10 recibe en la entrada mediante un medio de comunicacion 6 los datos de previsiones meteorologicas establecidas por un organismo de previsiones meteorologicas 5.
La unidad de control 10 implementa, por lo tanto, un procedimiento de prevision de la produccion electrica del dispositivo fotovoltaico, que depende de diferentes bloques representados en la figura 2. Esta unidad de control
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puede encontrarse situada en el sitio del dispositivo fotovoltaico o alejada de este sitio. Esta puede consistir en medios de calculo informaticos y/o ffsicos (software y/o hardware), uno o varios medios de memorizacion para almacenar las informaciones a procesar y medios de comunicacion.
El bloque 20 implementa previsiones meteorologicas. Esta parte previa es realizada por un organismo meteorologico 5 exterior al dispositivo de produccion fotovoltaica, de acuerdo con todos los metodos: la invencion no se refiere espedficamente a este bloque. Los resultados 25 obtenidos por este bloque 20 son transmitidos por el medio de comunicacion 6 a la unidad de control 10 del dispositivo fotovoltaico. Estos datos 25, que comprenden particularmente la irradiacion o la iluminacion y la temperatura ambiente, representan las entradas esenciales del procedimiento de estimacion de la produccion electrica que sera implementado por la unidad de gestion 10, y que se depende de cuatro bloques 30, 40, 50, 60 que se describiran a continuacion.
El primer bloque 30 implementa el calculo de previsiones meteorologicas locales mas afinadas que las transmitidas por el organismo meteorologico 5. Para ello, utiliza metodos de interpolacion y/o de correlaciones estadfsticas y/o bases de datos de historiales de prevision y de medidas mediante estaciones meteorologicas, para obtener como resultado 35 magnitudes de previsiones meteorologicas, como la iluminacion en un plano horizontal y la temperatura, con un paso espacial y temporal mas fino que el de los datos meteorologicos 25 recibidos desde el bloque 20. En efecto, estas previsiones 25 transmitidas por el bloque 20 lo son, en general, de acuerdo con una red de varios kilometros y un paso temporal de varias horas, lo que es insuficiente para la escala de un sitio de produccion fotovoltaica. Los calculos implementados en este primer bloque 30 se basan en un primer modelo de calculo.
A continuacion, estos resultados 35 de previsiones meteorologicas locales son aprovechados por un segundo bloque 40 que calculara la iluminacion previsional en el plano de los modulos fotovoltaicos, con ayuda de un segundo modelo de calculo.
Los resultados 45 obtenidos por el segundo bloque 40 son utilizados a continuacion por un tercer bloque 50 que calcula finalmente una estimacion de la produccion electrica 55 del dispositivo fotovoltaico en funcion de sus prestaciones, que son modelizadas por un coeficiente de perdidas, o por un rendimiento, que puede estar en funcion de la temperatura y de la iluminacion.
Todos los bloques anteriores se basan inicialmente en enfoques teoricos y/o empmcos diversos, que pueden pertenecer al estado de la tecnica. Los resultados 35, 45, 55 obtenidos en cada etapa presentan cierto error e incertidumbre. De acuerdo con un elemento esencial de la invencion, al menos uno de los tres modelos, preferentemente los tres, implementado, respectivamente, por los bloques 30, 40, 50 mejora a partir de la comparacion directa o indirecta entre la medida de la produccion electrica real y el valor de la produccion estimada en un periodo dado, y en funcion de la situacion soleada o no de este mismo periodo.
Para ello, un ultimo bloque 60 del procedimiento de estimacion de la produccion electrica transmite datos 63, 64, 65 a los bloques 30, 40 y 50 para mejorar los modelos implementados en estos bloques de acuerdo con un mecanismo empmco de aprendizaje. De acuerdo con el principio de la invencion, este aprendizaje depende de dos etapas esenciales:
E1 - la determinacion de si el dfa considerado es soleado o no;
E2 - la correccion de una parte del procedimiento de estimacion de la produccion electrica, determinandose esta parte en funcion del resultado de la etapa E1, basandose la correccion en la comparacion entre la medida directa o indirecta de una magnitud, siendo esta magnitud directamente medida si se trata de la produccion electrica o indirectamente deducida de esta produccion electrica medida en los otros casos, y la estimacion de esta misma magnitud obtenida por el procedimiento implementado en la unidad de gestion 10 del dispositivo.
El bloque 60 implementa, por lo tanto, una primera etapa E1 esencial de la invencion que consiste en determinar si un dfa pasado considerado es soleado o no. El concepto de la invencion consiste en considerar que, si el dfa es soleado, los resultados obtenidos por los bloques 30 y 40 del procedimiento de la invencion son correctos, es decir que la iluminacion estimada en el plano de los modulos fotovoltaicos es exacta. El error constatado en el valor de la prevision de la produccion electrica mediante el procedimiento, mediante su comparacion con el valor real tal como se ha medido, es causado entonces unicamente por la imprecision del tercer modelo de calculo implementado a nivel del tercer bloque 50. Este enfoque resulta equivalente a considerar que, con tiempo soleado, el error cometido por los dos primeros bloques 30, 40 es despreciable con respecto al cometido por el tercer bloque 50. Por el contrario, si el dfa no es soleado, lo calificaremos simplemente de «nublado» por razones de simplificacion de la descripcion, el error final constatado entre la prevision de la produccion electrica y la medida real de esta produccion es atribuido a los dos primeros bloques 20, 30 o a uno de ellos, siendo entonces el error generado por el tercer bloque 50 considerado como despreciable.
Este concepto de aprendizaje presenta la ventaja de permitir la mejora emprnca de los modelos de calculo implementados por el procedimiento a partir de la unica medida de la produccion real obtenida para el dispositivo fotovoltaico. Este no necesita varias medidas diferentes para el procesamiento separado de los diversos bloques del
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procedimiento, y por ejemplo no necesita ningun sensor de iluminacion solar como un piranometro, que es relativamente caro.
La primera etapa E1 de determinacion del tipo de d^a, soleado o nublado, se describira a continuacion. El principio de esta determinacion se basa en la comparacion entre, por un lado, la produccion de electricidad medida, que se basa en una serie de medidas E11 por ejemplo con una periodicidad comprendida entre 1 segundo y 10 minutos, y la misma serie obtenida para la produccion de electricidad teorica con tiempo despejado, formulando la hipotesis de tiempo despejado, preferentemente de acuerdo con una frecuencia en fase con la serie de medidas. Para obtener esta serie de valores de produccion electrica teorica con tiempo despejado, una primera subetapa consiste en determinar la serie de prevision de la iluminacion E12 en el plano de los modulos fotovoltaicos con tiempo despejado mediante cualquier modelo existente, por ejemplo, con el implementado en la unidad de gestion 10. Esta serie tambien puede corregirse a partir de previsiones meteorologicas. Por otro lado, se establece una serie de temperaturas ambiente E13, mediante media, o mediante calculo con ayuda de modelos, o a partir de las previsiones meteorologicas. Finalmente, la produccion fotovoltaica con tiempo despejado E14 se calcula entonces con el bloque 50 del procedimiento de la unidad de gestion 10 del dispositivo fotovoltaico, a partir de estas series de valores de iluminacion y de temperatura, teniendo en cuenta las perdidas o prestaciones a nivel de los modulos fotovoltaicos, tal como son evaluados por el modelo implementado a nivel de la unidad de gestion 10.
Cuando se obtienen las dos series a comparar, finalmente queda determinar si el dfa debe ser considerado como soleado o nublado. Esta cualificacion se implementa mediante la deteccion de eventuales pasos de nubes, lo que es facilmente detectable, ya que la iluminacion, y, por consiguiente, la produccion electrica, baja entonces aproximadamente un 80 %. El dfa no sera considerado como nublado si solamente hay un solo corto paso de nubes. Un umbral predefinido permite fijar un lfmite entre un dfa que se considerara como un dfa soleado y un dfa nublado. Esta ultima etapa de cuantificacion es complicada por el hecho de que una zona de sombra en los modulos fotovoltaicos puede ser provocada por el entorno del dispositivo fotovoltaico, como un edificio que da sombra a cierta hora, y no por un paso de nubes. El procedimiento hace, por lo tanto, la distincion entre el paso de una nube y dicha sombra. Para ello, el procedimiento de definicion del tipo de dfa se basa no solamente en el analisis de la relacion entre la potencia electrica medida y la potencia electrica teorica con tiempo despejado E15, sino tambien en el analisis de la derivada de esta relacion E16, para tener en cuenta la velocidad de variacion de esta relacion. Por lo tanto, se obtienen dos series temporales, a partir de las cuales se detectan acontecimientos anormales, definidos por cierto umbral predefinido. En cuando la cantidad de acontecimientos anormales supera cierto umbral E17, el dfa esta considerado como no soleado, y si no lo hace es soleado.
En resumen, la primera etapa E1 de determinacion del tipo de dfa, soleado o nublado, comprende las subetapas siguientes:
E11 - Medida de acuerdo con una frecuencia predefinida de la produccion de electricidad real;
E14 - Determinacion de la produccion de electricidad teorica con tiempo despejado a partir de una estimacion de la iluminacion en el plano de los modulos fotovoltaicos con tiempo despejado E12 y a partir del establecimiento de una serie de temperaturas ambiente E13;
E15 - analisis de la relacion entre la potencia electrica medida y la potencia electrica teorica con la hipotesis de tiempo despejado, detectando eventuales acontecimientos anormales;
E16 - analisis de la derivada de esta relacion, detectando eventuales acontecimientos anormales;
E17 - determinacion del tipo de dfa, comparando la cantidad de acontecimientos anormales detectados con respecto a un umbral predefinido.
Como variante, el procedimiento anterior puede simplificarse implementando solamente una sola de las dos etapas de analisis E15, E16. Ademas, el procedimiento podna comprender una etapa previa de deteccion de las mascaras, es decir de los obstaculos naturales como las montanas, los edificios,..., que crean sombras a nivel de los modulos fotovoltaicos, al menos en ciertos periodos del ano.
Las figuras 3 a 5 ilustran un premier ejemplo de implementacion de la etapa E1 descrita anteriormente. La figura 3 representa dos curvas 70, 71 que corresponden respectivamente a las potencias electricas medida y teorica con tiempo despejado en un dfa de acuerdo con un primer escenario. La figura 4 representa la relacion 72 entre la potencia electrica medida respecto a la potencia electrica teorica con tiempo despejado en funcion del tiempo para este escenario. En esta figura, una zona rectangular 73 corresponde a un umbral mas alla del cual el acontecimiento es considerado anormal. Cuando la curva 72 permanece en esta area 73, la situacion corresponde a una situacion soleada. De acuerdo con esta realizacion, el area 73 llamada de «dfa soleado» esta definida para un valor de la relacion de potencia 72 comprendido entre 0,5 y 1. Finalmente, la figura 5 ilustra la curva 74 del valor absoluto de la derivada de la relacion de potencia en funcion del tiempo. Del mismo modo, una zona rectangular 75 definida por un valor de esta relacion comprendido entre 0 y 0,1 corresponde a una situacion de dfa soleado. Finalmente, resulta que las dos curvas 72, 74 de la relacion de potencia medida respecto a la potencia teorica con tiempo despejado y del valor absoluto de su derivada salen muy raramente de las zonas soleadas 73, 75. El dfa considerado por este escenario es considerado, por lo tanto, como un dfa soleado.
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Las figuras 6 a 8 ilustran un segundo ejemplo de implementacion de la etapa E1 descrita anteriormente. La figura 6 representa dos curvas 70', 71' que corresponden respectivamente a las potencias electricas medida y teorica con tiempo despejado de acuerdo con un segundo escenario de un dfa. La figura 7 representa, en funcion del tiempo, la relacion 72' entre la potencia electrica medida respecto a la potencia electrica teorica con tiempo despejado para este escenario. En esta figura, la zona rectangular 73' corresponde a una situacion soleada, para un valor de la relacion de potencia 72' comprendido entre 0,5 y 1. Finalmente, la figura 8 ilustra la curva 74' del valor absoluto de la derivada de la relacion de potencia en funcion del tiempo. Del mismo modo, la zona rectangular 75' definida por un valor comprendido entre 0 y 0,1 del valor absoluto de esta derivada corresponde a una situacion de dfa soleado. Finalmente, resulta que las dos curvas 72', 74' de la relacion de potencia medida en la potencia teorica con tiempo despejado y del valor absoluto de su derivado salen muy a menudo de las zonas soleadas 73', 75'. El dfa considerado por este escenario es considerado, por lo tanto, como un dfa nublado.
A continuacion, el procedimiento de prevision de la produccion electrica del dispositivo fotovoltaico implementa una segunda etapa E2 que distingue dos situaciones en funcion del resultado de la primera etapa E1.
En primer lugar, si el dfa es soleado y el organismo de previsiones meteorologicas lo habfa previsto, se considera que la primera parte del calculo del procedimiento implementado por los dos primeros bloques 30, 40 es correcta, es decir que la iluminacion prevista en el plano de los modulos fotovoltaicos presenta un resultado satisfactorio, cuyo error es despreciable. Esta iluminacion esta considerada, por lo tanto, como la iluminacion real, equivalente a la que se obtendna a partir de una medida. De este modo, en dicha situacion, el error constatado entre la produccion de electricidad real medida y la que estaba prevista por el procedimiento depende unicamente del tercer modelo de calculo implementado por el tercer bloque 50 del procedimiento. Este calculo consiste en determinar la produccion del dispositivo fotovoltaico en funcion de la iluminacion, teniendo en cuenta perdidas de potencia en funcion de la temperatura. El error constatado se utiliza para corregir este tercer modelo de calculo, corrigiendo el coeficiente de perdidas utilizado en este tercer modelo. Esta correccion puede realizarse cada dfa soleado, modificando inmediatamente el coeficiente de perdidas del modelo para reutilizarlo inmediatamente para las futuras implementaciones del procedimiento. Como variante, el coeficiente de perdidas recalculado puede almacenarse en una memoria de la unidad de gestion 10, y servir de base para un recalculo periodico de un nuevo coeficiente de perdidas a partir de estos valores almacenados, como una simple media de estos valores, por ejemplo. El nuevo valor del coeficiente de perdidas sustituye entonces al anterior para los futuros calculos de prevision de la produccion electrica. De este modo, la ensenanza de los dfas soleados permite el aprendizaje del tercer modelo utilizado en el procedimiento de prevision de la produccion electrica, los otros modelos de calculo implementados en este procedimiento permanecen inalterados durante estos periodos de dfas soleados.
Las figuras 9 a 13 ilustran un ejemplo de implementacion de esta segunda etapa E2 en el caso de un dfa soleado. Las figuras 9 y 10 ilustran respectivamente las curvas 76 y 77 de iluminacion y de temperatura obtenidas en funcion del tiempo, de acuerdo con el escenario seleccionado. La figura 11 ilustra las curvas de produccion medida 78 y de produccion prevista 79 en funcion del tiempo durante este dfa. La diferencia entre las dos curvas anteriores permite determinar las perdidas en funcion de la relacion de la potencia prevista respecto a la potencia nominal, que se representan mediante las curvas 80 en la figura 12. Estas perdidas son modelizadas por un polinomio representado por la curva 81 de esta misma figura. Estas perdidas obtenidas y modelizadas de este modo permiten modificar el coeficiente de perdidas del tercer modelo de calculo del procedimiento de prevision de la invencion. Utilizando este nuevo coeficiente para este escenario, se obtiene una nueva curva 82 de produccion prevista, mucho mas cercana que la curva inicial 79 a la curva de produccion medida 78, tal como se ilustra en la figura 13.
Si el dfa es nublado, se considera que el tercer modelo de calculo del procedimiento es correcto, es decir que la produccion electrica calculada en funcion de la iluminacion en el plano de los modulos fotovoltaicos presenta un resultado satisfactorio, cuyo error es despreciable. De este modo, en dicha situacion, el error constatado entre la produccion de electricidad real medida y la que es estimada por el procedimiento depende unicamente de los dos primeros modelos de calculo implementados por el procedimiento, tales como los descritos en referencia con al menos uno de los dos primeros bloques 30, 40. La produccion electrica real es medida a continuacion aplicando un calculo inverso del calculo implementado en el tercer bloque 50, de esto se deduce una «medida virtual o indirecta», es decir un valor real indirecto, de la iluminacion que es recibida por los modulos fotovoltaicos. Que la primera parte del modelo incluya los dos primeros modelos de calculo implementados dentro de los bloques 30 y 40 permite, por otro lado, calcular una iluminacion estimada a partir de las previsiones meteorologicas. Estas iluminaciones medidas y estimadas se comparan y su diferencia sirve de punto de partida a una correccion de al menos uno de los dos modelos de calculo de los dos primeros bloques 30, 40 del procedimiento. Esta correccion puede consistir en diferentes soluciones. En primer lugar, solamente puede referirse a uno de los dos modelos de calculo implementados o a los dos. A continuacion, puede basarse en un calculo de correlaciones entre la prevision meteorologica y la iluminacion local, con un enfoque estadfstico o con redes de neuronas.
De acuerdo con una variante de implementacion de esta segunda etapa E2 en una situacion de dfa nublado, el segundo modelo de calculo implementado en el segundo bloque 40 del procedimiento esta considerado como fiable. La etapa de correccion consiste entonces en mejorar unicamente el primer modelo de calculo implementado en el primer bloque 30 del procedimiento, que consiste en una extrapolacion de los datos meteorologicos para obtener una estimacion de la iluminacion en un plano horizontal. La iluminacion real en un plano horizontal es virtualmente
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conocida, mediante un calculo inverso del segundo modelo de calculo a partir de la iluminacion en el plano de los modulos fotovoltaicos que se deduce de la medida de la produccion electrica real, tal como se ha explicado anteriormente. Se trata, por lo tanto, de una iluminacion que se puede cualificar de medida virtual, ya que es medida indirectamente mediante la medida de la produccion electrica real. A continuacion, la comparacion entre esta iluminacion virtual medida y la estimada mediante el procedimiento sirve de base para la mejora del primer modelo de calculo del procedimiento.
Las figuras 14 a 17 ilustran un ejemplo de implementacion de esta segunda etapa E2 en el caso de un dfa nublado. La figura 14 ilustra la curva 83 de la produccion electrica medida durante el dfa nublado. La figura 15 muestra respectivamente las curvas 84 y 85 de iluminaciones en el plano de los modulos fotovoltaicos y en el plano horizontal en funcion del tiempo, de acuerdo con el escenario seleccionado. La figura 16 ilustra puntos 86 que representan las iluminaciones en funcion del tiempo provenientes de las previsiones meteorologicas en cuatro puntos alrededor del dispositivo de produccion fotovoltaica, mientras que los puntos 87 representan estas mismas iluminaciones medidas virtualmente. Se decidio seleccionar los cuatro puntos de datos meteorologicos que son los mas cercanos al sitio de produccion. A continuacion, es posible deducir de ellos la iluminacion en el sitio, por ejemplo, aplicando una ponderacion de cada uno de los cuatro puntos obtenidos con los datos meteorologicos. Los pesos correspondientes se determinan y se mejoran en funcion de la base de daros de medidas realizadas con tiempos nublados. Estos pueden calcularse mediante metodos puramente estadfsticos, con inteligencia artificial, etc. Esta base de datos sirve para recalcular los pesos para obtener un resultado mas preciso. De este modo, la figura 17 ilustra la evolucion durante varios meses de los cuatro pesos considerados en funcion de la irradiacion prevista en los cuatro puntos considerados.
El mecanismo de aprendizaje se ha descrito sobre la base de una descomposicion temporal a la escala de un dfa. Sin embargo, podna preverse cualquier otra descomposicion temporal. Por ejemplo, es posible seguir el mismo principio sobre la base de medio dfa, determinando en primer lugar si este medio dfa es soleado o nublado, siguiendo a continuacion el resto del procedimiento. Por otro lado, el mecanismo de aprendizaje puede implementarse en todos estos periodos, o en una parte solamente de estos periodos en funcion de criterios predefinidos, como unicamente los periodos para los cuales estan disponibles medidas de la produccion electrica del dispositivo fotovoltaico con una frecuencia suficiente. Ademas, puede decidirse implementar este mecanismo de aprendizaje durante una duracion limitada, predefinida, o este mecanismo puede implementarse de manera permanente, ilimitada.
La invencion permite, preferentemente, mejorar los tres modelos de calculo principales del procedimiento, implementado dentro de los tres bloques 30, 40, 50. Sin embargo, su utilizacion para uno solo cualquiera de estos tres bloques permite ya una mejora de los procedimientos existentes y no se aleja del concepto de la presente invencion.
Por otro lado, la invencion es ventajosa ya que permite culminar en un procedimiento de prevision de la produccion electrica mejorado con ayuda de la sola medida de la produccion electrica real. Sin embargo, este concepto de la invencion puede combinarse con cualquier otro sistema de correccion empmca de los modelos de calculo, implementado sobre la base de otras medidas, por ejemplo, sin salir del concepto de la invencion.
Ademas, la invencion se ha descrito utilizando ciertas magnitudes importantes como la iluminacion, que representa una potencia recibida por unidad de superficie. Como variante, otras magnitudes similares permiten implementar los mismos calculos y el mismo procedimiento, como por ejemplo la irradiacion, que representa la energfa recibida por unidad de superficie. Es posible pasar de la iluminacion a la irradiacion mediante una simple conversion y la utilizacion de una u otra de estas magnitudes en el procedimiento representa soluciones equivalentes.
El procedimiento de la invencion se ha presentado de acuerdo con una descomposicion abstracta en diferentes bloques 30, 40, 50, 60 para facilitar su comprension. Sin embargo, este representa un todo indisociable cuyos diferentes elementos pueden estar imbricados de manera mas compleja. De hecho, el procedimiento se descompone en dos grandes partes principales; la primera parte agrupa los dos primeros bloques 30, 40 y permite dar formato a las previsiones meteorologicas a nivel de los modulos fotovoltaicos del dispositivo, mientras que la segunda parte consiste en un calculo de la produccion electrica previsional de estos modulos fotovoltaicos a partir precisamente de estas previsiones meteorologicas con formato. El ultimo bloque 60 es, de hecho, un elemento que pertenece a cada uno de los tres modelos anteriores ya que participa en el calculo implementado por estos modelos definiendo ciertos de los parametros importantes de estos modelos. De esta manera, sean cuales sean los modelos de calculo iniciales que sirven de punto de partida del procedimiento, de los modelos teoricos y/o empmcos, existentes o no en el estado de la tecnica, estos modelos, mediante su combinacion con las etapas implementadas por el bloque 60 de la invencion se vuelven modelos diferentes, nuevos y mas eficaces. La parte esencial del procedimiento descrito anteriormente es, por lo tanto, la implementacion en el ultimo bloque 60. Esta parte del procedimiento se ha presentado, por razones de simplificacion de la descripcion, como una parte distinta del procedimiento, pero de acuerdo con una vision mas exacta, tal como se ha explicado anteriormente, este ultimo bloque 60 es una parte integrante del procedimiento, es una parte de al menos uno de los tres modelos de calculo principales implementados dentro de los tres bloques 30, 40, 50, ya que parametros esenciales de al menos uno de estos modelos son determinados por este ultimo bloque 60.
Esta invencion esta adaptada a cualquier dispositivo fotovoltaico, ya se trate de una gran unidad de produccion o de un pequeno dispositivo fotovoltaico asociado a un aparato como un parqmmetro.
Ademas, la invencion permite finalmente determinar un procedimiento de prevision de la produccion electrica de una 5 instalacion fotovoltaica fiable y precisa. De este modo, permite otras aplicaciones como la implementacion de un diagnostico de una instalacion fotovoltaica. En efecto, comparando la produccion real con la estimada mediante el modelo, es posible deducir a partir de ello una medida del rendimiento de la instalacion fotovoltaica, incluso en caso de gran diferencia diagnosticar su avena.
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Claims (15)

  1. 5
    10
    15
    20
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    30
    35
    40
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    50
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    60
    65
    REIVINDICACIONES
    1. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico que comprende modulos fotovoltaicos (1), que comprende una primera parte de estimacion de la iluminacion que se recibira en el plano de los modulos fotovoltaicos (1) y una segunda parte de estimacion de la produccion electrica del dispositivo fotovoltaico, caracterizado por que comprende la primera etapa siguiente:
    (E1) - determinacion de si un periodo pasado considerado es soleado o nublado,
    y caracterizado por que comprende la segunda etapa siguiente (E2) de implementacion de al menos una de las dos etapas siguientes:
    (E2) - correccion de la segunda parte del procedimiento de prevision de la produccion electrica a partir de la medida de la produccion electrica real de los modulos fotovoltaicos en el periodo considerado, si este periodo pasado considerado es soleado; y/o
    - correccion de la primera parte del procedimiento de prevision de la produccion electrica a partir de la medida de la produccion electrica real de los modulos fotovoltaicos en el periodo considerado, si este periodo considerado es nublado.
  2. 2. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con la reivindicacion anterior, caracterizado por que la primera etapa (E1) de determinacion de si un periodo pasado considerado es soleado o nublado comprende las subetapas siguientes:
    (E11) - Medida, de acuerdo con una frecuencia predefinida durante el periodo considerado, de la produccion de electricidad real;
    (E14) - Determinacion de la produccion de electricidad teorica con la hipotesis de tiempo despejado;
    (E15) - analisis de la relacion entre la potencia electrica medida y la potencia electrica teorica con la hipotesis de tiempo despejado, detectando eventuales acontecimientos anormales, y/o (E16) analisis de la derivada de esta relacion, detectando eventuales acontecimientos anormales;
    (E17) - determinacion del tipo de dfa comparando la cantidad de acontecimientos anormales detectados con respecto a un umbral predefinido, considerandose el dfa como nublado mas alla de este umbral predefinido y soleado por debajo de este umbral predefinido.

  3. 3. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con la
    reivindicacion anterior, caracterizado por que la determinacion de la produccion de electricidad teorica con tiempo despejado (E14) se efectua a partir de una estimacion de la iluminacion en el plano de los modulos fotovoltaicos con tiempo despejado (E12) y a partir del establecimiento de una serie de temperaturas ambiente (E13).

  4. 4. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con la

    reivindicacion 2 o 3, caracterizado por que el analisis (E15) de la relacion entre la potencia electrica medida y la
    potencia electrica teorica con la hipotesis de tiempo despejado consiste en considerar como un acontecimiento
    normal cualquier valor de esta relacion comprendido entre 0,5 y 1.
  5. 5. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con una de las reivindicaciones 2 a 4, caracterizado por que el analisis (E16) de la derivada de la relacion entre la potencia electrica medida y la potencia electrica teorica con la hipotesis de tiempo despejado consiste en considerar como un acontecimiento normal cualquier acontecimiento correspondiente a un valor absoluto de la derivada comprendido entre 0 y 0,1.
  6. 6. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con una de las reivindicaciones 2 a 5, caracterizado por que comprende una etapa previa de deteccion de los obstaculos naturales como las montanas o los edificios, que crean sombras a nivel de los modulos fotovoltaicos.
  7. 7. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la primera parte de estimacion de la iluminacion que se recibira en el plano de los modulos fotovoltaicos (1) comprende un primer bloque (30) que implementa un primer modelo de calculo para determinar la iluminacion horizontal recibida por el dispositivo fotovoltaico a partir de las previsiones meteorologicas y un segundo bloque (40) que implementa un segundo modelo de calculo para determinar la iluminacion recibida en el plano de los dispositivos fotovoltaicos (1), por que la segunda parte de estimacion de la produccion electrica del dispositivo fotovoltaico comprende un tercer bloque (50) que implementa un tercer modelo de calculo, y por que si el periodo considerado es nublado, entonces al menos uno de los dos primeros modelos de calculo implementados por el primer (30) y/o el segundo bloque (40) es corregido en funcion de la diferencia entre la iluminacion real, deducida de la produccion electrica real medida mediante un calculo inverso del tercer modelo de calculo del tercer bloque (50), y la iluminacion prevista mediante el procedimiento de prevision, permaneciendo el tercer modelo de calculo inalterado.
    5
    10
    15
    20
    25
    30
    35
    40
    45
  8. 8. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con la reivindicacion anterior, caracterizado por que si el periodo es considerado nublado, la iluminacion real en un plano horizontal se deduce de la iluminacion en el plano de los modulos fotovoltaicos que se deduce de la medida de la produccion electrica real mediante un calculo inverso de los segundo y tercer modelos de calculo, y por que esta iluminacion real en un plano horizontal se compara con la prevista por el primer modelo de calculo a partir de las previsiones meteorologicas, siendo este primer modelo corregido en funcion de la diferencia entre estos dos valores de la iluminacion, permaneciendo los segundo y tercer modelos de calculo inalterados.
  9. 9. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con la reivindicacion anterior, caracterizado por que el primer modelo de calculo comprende ponderaciones de varias previsiones meteorologicas previstas en diversos puntos cerca de los modulos fotovoltaicos, y por que la correccion del primer modelo comprende una fase de evolucion de los diferentes pesos del primer modelo.
  10. 10. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 6, caracterizado por que la primera parte de estimacion de la iluminacion que se recibira en el plano de los modulos fotovoltaicos (1) comprende un primer bloque (30) que implementa un primer modelo de calculo para determinar la iluminacion horizontal recibida por el dispositivo fotovoltaico a partir de las previsiones meteorologicas y un segundo bloque (40) que implementa un segundo modelo de calculo para determinar la iluminacion recibida en el plano de los dispositivos fotovoltaicos (1), por que la segunda parte de estimacion de la produccion electrica del dispositivo fotovoltaico comprende un tercer bloque (50) que implementa un tercer modelo de calculo, y por que si el periodo es soleado, entonces el tercer modelo de calculo es corregido en funcion de la diferencia entre la produccion electrica real medida y la produccion electrica prevista mediante el procedimiento de prevision de la produccion electrica, permaneciendo los primer y segundo modelos de calculo inalterados.
  11. 11. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la correccion del procedimiento de prevision en funcion del valor de la produccion electrica real medida consiste en un nuevo calculo de uno o varios parametro(s) del procedimiento, siendo este o estos parametro(s) calculado(s) modificado(s) inmediatamente para la aplicacion futura del procedimiento o memorizado(s) antes de un procesamiento periodico que permite modificar el o los parametro(s) del procedimiento, basandose esta modificacion en calculos estadfsticos y/o a base de redes de neuronas y/o de inteligencia artificial y/o de modelizacion de tipo polinomio.
  12. 12. Procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que la primera etapa (E1) considera un periodo de un dfa, y determina si este dfa es soleado o nublado.
  13. 13. Soporte informatico que comprende un programa informatico capaz de implementar el procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con una de las reivindicaciones anteriores.
  14. 14. Dispositivo fotovoltaico que comprende modulos fotovoltaicos (1), un elemento de medida de su produccion electrica real, caracterizado por que comprende una unidad de gestion (10) que implementa el procedimiento de prevision de la produccion electrica de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 12.
  15. 15. Utilizacion del procedimiento de prevision de la produccion electrica de un dispositivo fotovoltaico de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 12, para diagnosticar el estado de un dispositivo fotovoltaico.
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