ES2695236T3

ES2695236T3 - Procedimiento para la detección del grado de suciedad de módulos PV

Info

Publication number: ES2695236T3
Application number: ES15168785T
Authority: ES
Inventors: Hendrik Hoffmann; Agustin Javier Carretero Batista
Original assignee: SKYTRON ENERGY GmbH
Current assignee: SKYTRON ENERGY GmbH
Priority date: 2014-05-27
Filing date: 2015-05-22
Publication date: 2019-01-02
Anticipated expiration: 2035-05-22
Also published as: DE102014107417B3; US9608563B2; EP2950446B8; EP2950446A1; EP2950446B1; US20150346123A1

Abstract

Procedimiento para la detección del grado de suciedad de módulos PV (2) de una cadena (3), con las siguientes etapas: - determinación de las divergencias (33) de los valores de potencia de cadena (31) de un valor de referencia calculado (30) en el último año; - cálculo de una línea de tendencia histórica (34) a partir de las divergencias (33); - cálculo de una diferencia máxima (35) entre la línea de tendencia (34) y las divergencias (33); - cálculo de divergencias finales (36) de los valores de potencia mediante sustracción de la diferencia máxima (35) de la línea de tendencia (34); y - cálculo del grado de suciedad (39) mediante sustracción de las divergencias finales de las divergencias.

Description

DESCRIPCION

Procedimiento para la deteccion del grado de suciedad de modulos PV

La invencion se refiere a un procedimiento para la deteccion del grado de suciedad de modulos PV.

La suciedad de modulos PV reduce el grado de eficiencia y, por tanto, la potencia electrica que se desea obtener con una irradiacion solar dada. Por ello, puede ser de interes limpiar los modulos fotovoltaicos o tener en cuenta la suciedad para pronosticos de la instalacion PV. Para ambos casos resulta util conocer el grado de suciedad.

El documento US 2008/272279 A1 se refiere a un procedimiento y un dispositivo para la muestra del estado de un panel solar. A este respecto, en el procedimiento se evaluan senales de estado de funcionamiento del panel solar que comprenden en particular una senal de iluminacion y una senal de envejecimiento. Ademas, se utiliza una senal de potencia del panel solar que indica la potencia real emitida del panel solar para calcular una estimacion de potencia como respuesta a las senales de estado de funcionamiento. Esta estimacion de potencia representa la potencia esperada que debe emitir el panel solar. Ademas, por medio del procedimiento se proporciona una senal de aviso que depende de una diferencia entre la senal de potencia y la estimacion de potencia.

La invencion se basa en el objetivo de mejorar la deteccion del grado de suciedad de modulos PV.

Este objetivo se resuelve con las caractensticas de la reivindicacion 1. Perfeccionamientos ventajosos de la invencion se definen en las reivindicaciones dependientes.

De acuerdo con la invencion, un procedimiento para la deteccion del grado de suciedad de modulos PV de una cadena comprende las siguientes etapas:

- determinacion de las divergencias de los valores de potencia de cadena de un valor de referencia calculado en el ultimo ano;

- calculo de una lmea de tendencia historica a partir de las divergencias;

- calculo de una diferencia maxima entre la lmea de tendencia y las divergencias;

- calculo de divergencias finales de los valores de potencia mediante sustraccion de la diferencia maxima de la lmea de tendencia; y

- calculo del grado de suciedad mediante sustraccion de las divergencias finales de las divergencias.

El procedimiento de acuerdo con la invencion se basa en la determinacion de las divergencias de los valores de potencia de cadena de un valor de referencia calculado o valores de referencia calculados. Dado que se utiliza directamente el modulo PV o sus potencias de cadena y no aparatos de medicion adicionales, el procedimiento es muy exacto e independiente de tecnologfas modulares o de sensores. Ademas, los datos de monitorizacion de cadena estan disponibles de manera sencilla, exacta y con elevada resolucion temporal. Con el grado de suciedad calculado, se pueden establecer ciclos de limpieza, lo cual es ventajoso en particular en zonas con escasez de agua, dado que se puede reducir asf a un mmimo el agua requerida para la limpieza.

El procedimiento puede basarse en valores diarios. Esto significa que el calculo de los indices de suciedad tiene una resolucion de un dfa. Los valores medidos sobre los que se basa como, por ejemplo, la potencia de cadena, pueden tener una resolucion menor, por ejemplo, de un minuto. La resolucion de un dfa es suficiente y permite una determinacion de los indices de suciedad despues de un dfa transcurrido o tras una puesta de sol, cuando ya no tienen que procesarse otros valores medidos.

Puede utilizarse un sensor de irradiacion para el calculo de los valores de potencia de cadena. Con el sensor, se puede comparar el calculo de potencia y/o el calculo del valor de referencia, lo que eleva la fiabilidad del procedimiento.

Se puede calcular y tener en cuenta un desplazamiento temporal de los valores de potencia de cadena por errores de alineacion del sensor de irradiacion. Esta calibracion eleva la precision del procedimiento.

Se pueden calcular y tener en cuenta errores de medicion por envejecimiento del sensor de irradiacion mediante comparacion de todos los dfas sin nubes observados hasta el momento. Con esta etapa, se puede reconocer y calcular y calibrar la desviacion que se genera por el envejecimiento de tal modo que no se produzca una distorsion de los resultados de medicion.

Pueden utilizarse valores de potencia de cadena de un intervalo de tiempo de una hora en torno al angulo de elevacion maximo del sol. En este intervalo de tiempo, los valores son estables y fiables debido a la elevada irradiacion.

Se pueden descartar los valores de potencia de cadena si una potencia de salida de un inverter de la cadena sobrepasa un valor umbral, siendo el valor umbral mayor del 95 por ciento y menor del 100 por cien de una potencia de salida nominal del inverter. Con ello se excluye la posibilidad de un denominado “inverter clipping” en el que el inverter funciona por encima o al borde de su capacidad nominal, lo que puede provocar estados de funcionamiento inestables y, con ello, imprecisos para el procedimiento. El descarte puede realizarse de tal modo que ese dfa no es contemplado para el calculo de la suciedad de modulo.

Los valores de potencia de cadena se pueden descartar si una irradiacion media medida se diferencia en un valor umbral de una irradiacion simulada, situandose el valor umbral entre el 5 por ciento y el 25 por ciento. En este caso, se excluyen dfas en los que la irradiacion solar no es suficientemente elevada para un procedimiento seguro y preciso.

Los valores de potencia de cadena pueden descartarse si una diferencia entre dos valores de irradiacion medidos de manera temporalmente consecutiva sobrepasa un valor umbral, situandose el valor umbral entre 100 vatios por m2 y 300 W por m2 En este caso, se excluyen dfas en los que la irradiacion solar no es suficientemente estable para un procedimiento seguro y preciso.

Los valores de potencia de cadena pueden descartarse si una potencia de salida de un inverter de la cadena se ha limitado, por ejemplo, por un defecto o desajuste. En estos casos, la exactitud esta reducida, de tal modo que no se utilizan estos valores o los intervalos de tiempo para estos valores.

Se puede tener en cuenta el tiempo de funcionamiento total del modulo PV, es decir, desde la puesta en marcha hasta el momento actual. Esto tiene la ventaja de que el procedimiento es mas exacto debido a la base de datos mejorada.

Se puede calcular el grado de suciedad al menos de una cadena. En relacion con una instalacion PV, es decir una planta de energfa regenerativa, de esta manera pueden contemplarse determinadas partes, sobre la base de cadenas individuales, o toda la planta de energfa, sobre la base de todas las cadenas.

A continuacion, se describe con mas detalle la invencion con ayuda de los dibujos, muestran:

la Figura 1, una representacion esquematica de una planta de energfa PV;

la Figura 2, un diagrama para el calculo de un desplazamiento temporal de los valores de potencia de cadena por errores de alineacion de un sensor de irradiacion;

la Figura 3, un diagrama de una representacion temporal del procedimiento;

la Figura 4, un diagrama que representa un “inverter clipping”;

la Figura 5, un diagrama de una irradiacion solar de un dfa;

la Figura 6, un diagrama para la representacion de irradiacion elevada y estable;

la Figura 7, un diagrama que representa una normalizacion de temperatura de la potencia;

la Figura 8, un diagrama que representa una normalizacion de irradiacion de la potencia;

la Figura 9, un diagrama que representa el calculo de la divergencia de potencia;

la Figura 10, un diagrama de la divergencia historica de la potencia de cadena;

la Figura 11, un diagrama de la divergencia historica de la potencia de cadena tras un primer filtrado;

la Figura 12, un diagrama de la divergencia historica de la potencia de cadena tras un segundo filtrado; la Figura 13, un diagrama de la divergencia historica de la potencia de cadena con una media del ultimo ano; la Figura 14, un diagrama de la media del ultimo ano de la divergencia de la potencia de cadena con una lmea de tendencia;

la Figura 15, un diagrama de la degradacion modular y de los indices de la suciedad de modulo.

Los dibujos sirven unicamente para la explicacion de la invencion y no la limitan. Los dibujos y las partes individuales no estan representados necesariamente a escala. Las mismas referencias designan partes iguales o similares. La figura 1 muestra una planta de energfa fotovoltaica 1 con varios modulos solares 2. Los modulos solares 2 estan dispuestos en cadenas o hileras 3. Para ello, estan conectados varios modulos solares 2 unos tras otros. Varias cadenas 3 pueden estar agrupadas en zonas logicamente y/o por medio de tecnicas de conexion.

Cada cadena 3 conduce a una caja de conexiones de generador 4 o punto de conexion similar para la cadena 3. En este caso, a cada caja de conexiones de generador 4 esta asociada una cadena 3, tambien pueden estar conectadas varias cadenas 3 a una caja de conexiones de generador 4. La caja de conexiones de generador 4 no tiene por que ser una unidad independiente, sino que tambien puede ser parte componente, por ejemplo, una pletina, unidad constructiva o rutina de software para procesamiento de senales, de otra unidad electrica y/o electronica.

Las cajas de conexion de generadores 4 estan conectadas con inversores o convertidores de potencia 5. Los inversores 5 convierten la corriente continua generada por los modulos solares 2 en corriente alterna. En este caso, dos cajas de conexion de generadores 4 estan conectadas con un inversor 5. Esta relacion puede elegirse de otra manera en funcion de la instalacion, los componentes utilizados, etc.

Los inversores 5 estan agrupados en un bloque de planta de energfa 6 y/o estan conectados con un punto de transferencia de red 6. El punto de transferencia 6 esta conectado en el lado de salida con la red electrica o red. Las conexiones explicadas anteriormente entre los modulos solares 2, las cajas de conexion de generadores 4, los inversores 5 y/o el punto de transferencia 6 son en primera lmea conexiones para la transmision de energfa. Ademas, por medio de estas conexiones y/o otras conexiones pueden transmitirse informaciones. Estas informaciones pueden ser informaciones expUcitas como, por ejemplo, datos de control, datos de funcionamiento, etc., o informaciones que estan contenidas en la transmision de energfa y son extrafdas.

Una unidad de control u ordenador 7 recoge valores medidos de los canales de medicion 3. Los valores medidos se alimentan a la unidad de control 7 por medio de cables de senal 8. En la figura 1, se muestran varios cables de senal de los modulos solares 2, las cajas de conexion de generadores 4, los inversores 5 y el punto de transferencia 6. Otros cables de senal a los otros modulos solares 2, las cajas de conexion de generadores 4 y el inversor 5 no estan representados en aras de una mayor claridad. Tambien puede utilizarse unicamente un solo tipo de cable de senal 8, por ejemplo, a las cajas de conexion de generadores 4.

En las cajas de conexion de generadores 4 y/o los inversores 5 se registran valores de potencia de cadena de las cadenas individuales. Los valores de potencia de cadena caracterizan la potencia electrica generada por cadena, en particular la potencia activa. Los valores de potencia de cadena se miden regularmente, por ejemplo, en un ciclo de un minuto o de algunos minutos, por ejemplo, de cinco o diez minutos.

La unidad de control 7 procesa o valida los valores medidos en funcion de la posicion de sol. Un control o regulador 9 de planta de energfa que vigila y ajusta los procesos de funcionamiento de la planta de energfa fotovoltaica 1 esta conectado con la unidad de control 7 de tal modo que pueden intercambiarse valores medidos, informaciones, resultados y otros datos. La unidad de control 7 puede estar realizada como componente del control de planta de energfa 9 en hardware y/o software.

En la unidad de control 7 y/o el control de planta de energfa 9 se realiza el procedimiento descrito a continuacion para la deteccion del grado de suciedad de modulos PV 2 de una cadena 3. El procedimiento tambien puede realizarse en otra unidad que, por ejemplo, este separada espacialmente de la planta de energfa fotovoltaica 1. Los valores medidos se transmiten despues mediante conexiones alambricas y/o inalambricas desde la planta de energfa fotovoltaica 1 a la unidad.

A continuacion, se describe con mas detalle el procedimiento para la deteccion del grado de suciedad de modulos PV 2 de una cadena 3.

El procedimiento se basa en el calculo o determinacion de las divergencias de los valores de potencia de cadena respecto a un valor de referencia calculado o valores de referencia calculados. La potencia de cadena medida se basa en mediciones exactas de corriente y tension que se realizan cada minuto. La normalizacion de la potencia STC estandarizada a las condiciones meteorologicas medidas se utiliza para los valores calculados o simulados de referencia. Datos o valores medidos del sensor de irradiacion son validados o compensados antes del uso. Esto puede comprender una compensacion de una alineacion erronea y/o divergencias por envejecimiento. El calculo de los indices de suciedad definitivos se realiza en condiciones ambientales apropiadas dentro de los lfmites de funcionamiento del modo inverter MPP. Despues se aplica un algoritmo de filtro temporal preciso para posicionar dentro de dfas claros seleccionados la ventana temporal optima para el calculo.

En primer lugar, se calcula un desplazamiento temporal de los valores de potencia de cadena por errores de alineacion de un sensor de irradiacion. Esto se describe con ayuda de la figura 2. La figura 2 es una representacion combinada de la irradiacion en W/m2 y de la corriente de cadena indicada en A en un intervalo de tiempo de una hora en el mediodfa.

De una curva de la irradiacion 10, se calcula un polinomio aproximado 11 con una irradiacion maxima 12 aproximadamente a las 11:00 horas. De una curva de la corriente de cadena 13, se calcula un polinomio aproximado 14 con una corriente maxima 15 aproximadamente a las 11:47 horas. Estos dos valores maximos estan desplazados entre sf en un periodo de tiempo t que en este caso es de siete minutos. Este periodo de tiempo o duracion se basa en una alineacion erronea horizontal del sensor.

La siguiente formula describe el retardo temporal:

RetardoSENSQR [minutos] = Tiemp°MAx. r a d ia c ION— TlempoMAX. CORRIENTE DE RANGO Siendo retardosensor el retardo temporal, tiempomax. radiacion el momento de la irradiacion maxima y tiempomax. corriente de rango el momento de la corriente de cadena maxima.

La figura 3 muestra el desarrollo temporal del procedimiento. La irradiacion esta registrada en W/m2 a lo largo del dfa, es dedr, desde las cero a las veinticuatro horas. Cada dfa, tras la puesta de sol se comprueba si este dfa cumple las condiciones que se describen a continuacion para ser utilizado para el calculo de la divergencia de la potencia de cadena o de los valores de potencia de cadena.

La comprobacion tiene lugar en un momento 16, que en este caso se corresponde con las 22:30 horas de la hora local de la planta de energfa 1. Esto corresponde a la siguiente formula.

Tiempo de re v is io n ^ cjELQ d e s PEJADO = 22:30:00 (hora loCal)

Correspondiendose el tiempo de revisiondia cielo despejado con el momento de comprobacion para un dfa de cielo claro. Ademas, en la figura 2 se puede extraer un intervalo de tiempo 17 de, por ejemplo, una hora en torno al angulo de elevacion maximo del sol para el registro y/o consideracion de los valores medidos. En este intervalo 17 imperan condiciones de irradiacion optimas. El tiempo de inicio 18 para la ventana temporal o intervalo 17 se calcula con ayuda de la siguiente formula, que tiene en cuenta el retardo temporal del sensor anteriormente calculado.

Tiempo 1 - Tiempo ^{medioim soijr}-\- Retardo ^sensor ^-30 minutos

Correspondiendo tiempode inicio ntw al momento de inicio 18 del intervalo 17 y tiempomediodia solar, al angulo de elevacion maximo del sol.

El dfa comprobado o que se debe comprobar se descarta si la planta de energfa 1 o su potencia de salida ha sido desajustada o componentes de la planta de energfa 1 estan defectuosos. Solo cuando la potencia de salida del inverter 5 o de los inverter o de la planta de energfa 1 se situan sobre un valor umbral de potencia que tiene una magnitud de, por ejemplo, mas del 90%. El valor umbral de potencia debe situarse lo mas cerca posible del valor maximo posible.

El dfa comprobado tambien se descarta si el inverter 5 de la cadena 3 se aproxima a su potencia de salida nominal. Esto provoca que una potencia de salida de un inverter 5 de la cadena 3 sobrepase un valor umbral, ante lo que se descartan los valores de potencia de cadena de esta cadena 3 o todos los valores medidos de la planta de energfa 1. El valor umbral debe ser preferentemente menor del 100 por cien de una potencia de salida nominal del inverter 5. Preferentemente, el valor umbral es mayor de 95 en porcentaje y menor del 100 por cien de una potencia de salida nominal del inverter 5. La siguiente formula describe este criterio.

Potencia . < P o te n c ia nom n^a ^ * x

inve rte r inve rte r

Siendo potenciainverter la potencia de salida del inverter 5; potencianominai inverter, la potencia de salida nominal del inverter 5, y x, el valor umbral.

Este efecto, que se conoce como “inverter clipping”, aparece cuando los modulos emiten una potencia mayor que su potencia STC estandarizada indicada. Esta potencia se define en condiciones normales, por ejemplo, para irradiaciones sobre 1000 W/m2 y temperaturas de modulo por debajo de 25°C.

En la figura 4 se muestra un ejemplo. En el, se representa una lmea caractenstica de irradiacion 19 en W/m2 y una lmea caractenstica de potencia 20 del inverter 5 en kW. A la izquierda, esta representado un dfa con “clipping” o saturacion de la lmea caractenstica de potencia 20 sobre la base de irradiacion elevada. El dfa de la derecha con menor irradiacion muestra una lmea caractenstica lisa 20. El dfa de la izquierda se descarta, mientras que el dfa de la derecha se examina.

En el siguiente paso, se simula la irradiacion directa media medida durante un dfa claro durante el angulo de elevacion maximo del sol (Et, max). A este respecto, se tienen en cuenta la intensidad de la radiacion solar sobre la atmosfera terrestre (E^s), la extension geografica $ de la planta de energfa 1, el angulo de inclinacion p del modulo 2, el angulo de inclinacion de la Tierra (8) y el angulo horario del sol (w). La siguiente formula describe la relacion.

La figura 5 muestra un ejemplo de una irradiacion de un dfa claro. En el, la irradiacion esta indicada en W/m2 a lo largo de un dfa. La curva 21 representa la irradiacion media medida de una celula de referencia. La curva 22 muestra la irradiacion simulada y la curva 23 indica la diferencia entre valor medido y simulacion.

El d^ a o los valores de potencia de cadena se descartan si la irradiacion media medida se diferencia en un valor umbral de la irradiacion simulada, situandose el valor umbral entre el 5 por ciento y el 25 por ciento. Asf, se descarta el dfa comprobado si la irradiacion solar no es suficientemente elevada.

El dfa se descarta si la irradiacion solar no es suficientemente estable. Esto se representa en la figura 6. En ella, los valores de irradiacion de dos dfas estan registrado por horas del dfa. La curva 24 de un dfa nublado muestra un desarrollo inestable, mientras que la curva 25 de un dfa claro muestra un desarrollo estable que es adecuado para otro calculo.

De acuerdo con la formula

la suma de todas las diferencias absolutas entre las irradiaciones solares medidas Gi en cada minuto del intervalo de tiempo de mediodfa 17 y del minuto anterior Gi-i debe situarse bajo un valor umbral y. El valor umbral y se situa entre 100 vatios por m2 y 300 W por m2

Si el dfa comprobado no cumple todos o al menos una determinada seleccion de los criterios o condiciones anteriores, se descarta el dfa y se realiza una observacion del siguiente dfa o se prosigue la busqueda de un dfa claro. Como dfa claro se puede designar en este caso el dfa en el que se cumplen todos los criterios anteriores o al menos una cierta seleccion de ellos.

Si el dfa cumple todos los criterios, se calcula o determina una divergencia del valor de potencia de cadena. Este calculo se realiza preferentemente cada minuto en el intervalo de tiempo 17.

Si el inverter 5 no se encuentra en el MPP (maximum power point), el correspondiente minuto se descarta. La corriente de cadena media debe ascender, de acuerdo con la siguiente formula

^Irango ^{> 1A}

a mas de 1 amperio.

A continuacion, se calcula la potencia efectiva de cadena como producto de la corriente de cadena medida y de la tension de cadena medida en el primer minuto del intervalo 17 de acuerdo con la siguiente formula.

P = I * v

MPP, real rango rango

La potencia nominal de cadena PSTC se calcula como el producto de la potencia de modulo Pmodulo stc, el numero de los modulos n conectados en serie y el numero de las cadenas conectadas en paralelo en un canal de medicion p. Esto se refleja en la siguiente formula.

modulo

P STC = P STC * n * P

Sobre la base de la potencia normal de cadena P^stc, se calcula la potencia de cadena con temperatura de modulo medida PTmod stc de la siguiente manera.

Siendo Tmod la temperatura de modulo e Y el coeficiente de temperatura de la potencia de modulo.

En la figura 7 estan registradas las curvas en vatios o °C respecto a las horas del dfa. La potencia nominal de cadena P^stcesta representada como curva 26 y la temperatura de modulo medida Tmod esta representada como curva 27. La potencia de cadena normalizada en temperatura PTmod stc esta representada como curva 28.

La irradiacion medida Gt se ajusta mediante compensacion con la desviacion media del sensor que se debe a envejecimiento. Se aplica un mdice calculado o simulado de 0,08335% por ano. Con ello, se calcula la irradiacion compensada Gt.comp a.

G. = G, * (1 0,08335 * anos)_{t,comp t}

La potencia de cadena bajo la irradiacion medida se simula sobre la base de la potencia de cadena normalizada en temperatura PTmod ^stcy teniendo en cuenta la irradiacion compensada Gtcomp. De acuerdo con la siguiente formula, se obtiene la potencia de cadena bajo la irradiacion medida Pmpp, sim en:

En la figura 8 estan registradas las potencias en W y la irradiacion in W/m2 por horas del dfa. La curva 28 muestra, como en la figura 7, la potencia de cadena normalizada en temperatura PTmod ^stcy la curva 29, la irradiacion compensada Gt,comp. La potencia resultante de ello bajo la irradiacion medida PMPP,sim esta representada como curva 30.

En otra etapa, la divergencia de la potencia de cadena desviacion_PMPP se calcula como relacion entre la potencia efectiva de cadena PMPP,real y la potencia de cadena simulada bajo la irradiacion medida PMPP,sim de acuerdo con la siguiente formula.

Los resultados aparecen representados en la figura 9, estando representada la potencia de cadena bajo la irradiacion medida PMPP,sim como curva 30 y la potencia efectiva de cadena 10 pMPP,real, como curva 31. La divergencia de la potencia de cadena desviacion_PMPP en porcentaje esta representada como curva 32.

La desviacion media de los valores de potencia de cadena desviacion_PMPP,media dentro del intervalo 17 se calcula teniendo en cuenta el numero de minutos n en los que el inverter 5 macha en el MPP. La siguiente formula ofrece la base para el calculo.

Para cada dfa aceptado, se calcula una divergencia media del valor de potencia de cadena desviacion_PMPP,media y se registra a lo largo del tiempo junto con los valores pasados como se representa en la figura 10. Se puede observar que estan presentes algunos valores muy altos o valores atipicos. Estos valores se basan en condiciones de nieve u otros trastornos y deben ser descartados antes del siguiente calculo.

En este caso, se eliminan todos los valores que se situan en torno a un valor umbral z en porcentaje sobre el valor cero. Unicamente se tienen en cuenta valores mas bajos. La formula de esta etapa es la siguiente:

Desviacion P „ _ _ < y

MPP,media

El valor de y puede ajustarse a las condiciones de la planta de energfa, a los valores medidos y/o a la resolucion deseada o precision. Preferentemente, el valor de y se situa entre el 20 y el 50 por ciento. El resultado de este filtrado aparece representado en la figura 11.

De los valores filtrados, de acuerdo con las siguientes formulas, se calcula la desviacion media p y la desviacion estandar a teniendo en cuenta los restantes dfas claros n.

J "

Ahora se descartan todos los valores por encima o mayores que la desviacion estandar mas la desviacion media de acuerdo con la siguiente formula.

Desviacion P „ _ _ < u a

MPP,media H

Como se representa en la figura 12, unicamente se incorporan los valores mas bajos.

A partir de los restantes valores, se calcula una nueva curva de desviacion. Para cada dfa claro restante, se calcula la media de los valores pasados solo para el ultimo ano teniendo en cuenta los restantes dfas claros n dentro de este periodo de tiempo.

En la figura 13 aparece representada la nueva curva de desviacion Pultimo ano como curva 33. A partir de la figura 13, puede reconocerse una tendencia ascendente de esta curva.

Una lmea de tendencia historica desviacion_PuNEA de tendencia 34 se calcula a partir de todos los valores medios de desviacion 33 del ultimo ano. Esta lmea de tendencia 34 esta representada en la figura 14.

Una diferencia maxima 35 entre la lmea de tendencia 34 y las divergencias 33 se calcula mediante comparacion para cada valor de la lmea de tendencia 34 con el correspondiente valor divergente 33. La diferencia maxima calculada a este respecto diferenciamax se obtiene de la siguiente formula:

Diferencia = Desviaci6n_p LlNEA d E TENd e n c ia - DiferenCiaULTIMO AND A continuacion, la divergencia de la potencia de modulo desviacion_PMODULos 36 se calcula mediante sustraccion de la diferencia maxima diferenciamax 35 de la lmea de tendencia historica desviacion_PuNEA ^{de tendencia}34. La siguiente formula lo describe.

Diferencia_PMODULOS= DeSVlaCI6n_ PLiNEA DE TENDENCIA - DiferenCiaMAX Las curvas estan representadas en la figura 14.

Como se representa en la figura 15, se calcula la degradacion modular original 37 a partir de la divergencia de la potencia de modulo desviacion_PMODULos 36 y el momento 20 de la puesta en marcha de la planta de energfa 1. Esto sucede de acuerdo con la siguiente formula.

^DINI ^.CIA ^.L ^{[%] = Desviacion}MODULOS, ^* fech ^ua com

De la ascension de la curva 36, se calcula el aumento que corresponde al mdice de degradacion modular anual 38. El mdice de degradacion modular anual 38 puede calcularse en:

Finalmente, el grado de suciedad 39 de los modulos se calcula mediante sustraccion de las divergencias finales o divergencia de la potencia de modulo desviacion_PM6DULos 36 de las divergencias o de la curva de desviacion desviacion_PuLTiMo ^ano33. La siguiente formula define el grado de suciedad correspondientemente.

Soling [%] = Desviacion_ PuLTIMO ANO, - Desviaci6n_ PM6DULOS

En la figura 15 esta representado el grado de suciedad 39. El grado de suciedad 39 esta registrado para cada dfa valido. Sobre la base del grado o los grados de suciedad se puede definir, por ejemplo, un ciclo de limpieza para la planta de energfa 1.

Etapas individuales del procedimiento descrito anteriormente como, por ejemplo, la normalizacion del sensor, son opcionales. Tambien la secuencia de las etapas puede seleccionarse de otra manera, si es posible, pueden realizarse paralelamente etapas o realizarse un paso implfcitamente en otro paso.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Procedimiento para la deteccion del grado de suciedad de modulos PV (2) de una cadena (3), con las siguientes etapas:

- determinacion de las divergencias (33) de los valores de potencia de cadena (31) de un valor de referencia calculado (30) en el ultimo ano;

- calculo de una lmea de tendencia historica (34) a partir de las divergencias (33);

- calculo de una diferencia maxima (35) entre la lmea de tendencia (34) y las divergencias (33);

- calculo de divergencias finales (36) de los valores de potencia mediante sustraccion de la diferencia maxima (35) de la lmea de tendencia (34); y

- calculo del grado de suciedad (39) mediante sustraccion de las divergencias finales de las divergencias.

2. Procedimiento segun la reivindicacion 1, estando basado el procedimiento en valores diarios.

3. Procedimiento segun la reivindicacion 1 o 2, utilizandose un sensor de irradiacion para el calculo de los valores de potencia de cadena.

4. Procedimiento segun la reivindicacion 3, calculandose y teniendose en cuenta un desplazamiento temporal de los valores de potencia de cadena por errores de alineacion del sensor de irradiacion.

5. Procedimiento segun la reivindicacion 3 o 4, calculandose y teniendose en cuenta errores de medicion por envejecimiento del sensor de irradiacion mediante comparacion de todos los dfas sin nubes observados hasta el momento.

6. Procedimiento segun al menos una de las reivindicaciones 1 a 5, utilizandose valores de potencia de cadena de un intervalo de tiempo (17) en torno al angulo de elevacion maximo del sol.

7. Procedimiento segun al menos una de las reivindicaciones 1 a 6, descartandose los valores de potencia de cadena si una potencia de salida de un inverter (5) de la cadena (3) sobrepasa un valor umbral, siendo el valor umbral mayor del 95 por ciento y menor del 100 por cien de una potencia de salida nominal del inverter (5).

8. Procedimiento segun al menos una de las reivindicaciones 1 a 7, descartandose los valores de potencia de cadena si una irradiacion media medida se diferencia en un valor umbral de una irradiacion simulada, situandose el valor umbral entre el 5 por ciento y el 25 por ciento.

9. Procedimiento segun al menos una de las reivindicaciones 1 a 8, descartandose los valores de potencia de cadena si una diferencia entre dos valores de la irradiacion medidos de manera temporalmente consecutiva supera un valor umbral, situandose el valor umbral entre 100 vatios por m2 y 300 W por m2.

10. Procedimiento segun al menos una de las reivindicaciones 1 a 9, descartandose los valores de potencia de cadena si se ha limitado una potencia de salida de un inverter (5) de la cadena (3).

11. Procedimiento segun al menos una de las reivindicaciones 1 a 10, contemplandose el tiempo de funcionamiento total del modulo PV (2).

12. Procedimiento segun al menos una de las reivindicaciones 1 a 11, calculandose el grado de suciedad (39) al menos de una cadena (3).