Dispositivo per il controllo automatico dell’invecchiamento di modulo fotovoltaico e del suo trend di invecchiamento Device for the automatic control of the aging of the photovoltaic module and its aging trend
* ;;La presente invenzione si riferisce ad un dispositivo per il controllo automatico del grado di invecchiamento di un modulo fotovoltaico e del suo trend di invecchiamento, utilizzando un software implementato al suo interno, ed avente la possibilità di memorizzare o inviare i dati. Dallo stato dell’arte tecnica à ̈ noto che le prestazioni di un modulo fotovoltaico degradano nel tempo. Infatti molto spesso i produttori garantiscono le prestazioni minime col passar del tempo. Ad esempio, per il mercato italiano regolato da incentivi economici i produttori devono garantire che la potenza nominale, dopo 10 anni, sia almeno pari al 90% di quella di targa e, dopo 25 anni, almeno pari all’80%. In caso di invecchiamento precoce, il modulo produce meno energia di quella preventivata e ciò implica i seguenti danni economici: a) nel caso in cui l’energia prodotta à ̈ venduta, ne risulta un minor introito economico; b) nel caso in cui l’energia prodotta à ̈ utilizzata, bisogna acquistare la quota parte di mancata produzione. ;Dallo stato dell’arte tecnica sono noti i sistemi o dispositivi idonei per il monitoraggio delle prestazioni degli impianti fotovoltaici o di parte di essi (ad esempio le stringhe). Alcune volte tali sistemi prevedono un sistema di acquisizione delle principali grandezze elettriche (tensione, corrente, potenza) ed ambientali (temperatura del modulo, temperatura dell’ambiente, irraggiamento, ecc.). Tali grandezze sono inviate ad un PC remoto su cui opera una persona esperta, che elabora i dati ricevuti e successivamente può fare un’analisi dettagliata dei dati con stesura di report. In questi casi, à ̈ rarissimo che i dati a disposizione riguardino il singolo modulo, più frequentemente riguardano almeno una stringa di moduli (si implementa cioà ̈ il cosiddetto controllo-stringa). Gli operatori, dopo aver analizzato le serie storiche dei dati precedentemente acquisiti (eventualmente ma non necessariamente anche con l’ausilio di software di elaborazione di dati), sono in grado di valutare se la parte di impianto sotto esame (ad esempio ogni singola stringa, quasi mai ogni singolo modulo) ha le prestazioni attese oppure no. In caso di esito negativo non sempre la causa (guasto di impianto, cattivo funzionamento di sensori, ecc.) può essere individuata dall’analisi degli stessi dati, ma à ̈ necessario un maggiore approfondimento con altri strumenti o dispositivi, molto spesso con un sopralluogo di personale addestrato. Alcune fasi dell’intero monitoraggio possono essere automatizzate, prevedendo quindi solo un parziale intervento da parte dell’uomo; in questi casi l’intero sistema può essere considerato semi-automatico. Quando i guasti sono talmente gravosi da provocare un fermo dell’impianto monitorato o una drastica riduzione della performance attesa (derivante quindi da malfunzionamento di grosse entità ), il sistema di monitoraggio può essere in gradi di inviare segnali di allerta in modo completamente automatico per evidenziare il guasto. ;Questi sistemi presentano alcuni svantaggi. Essi consentono, in modo automatico, soltanto l’acquisizione delle serie storiche delle grandezze da monitorare; per l’analisi, l’interpretazione dei risultati finali e la redazione di report (che à ̈ la parte a maggior valore aggiunto dell’intero monitoraggio), à ̈ indispensabile la competenza e l’attività di un operatore, opportunamente addestrato. Questi sistemi o dispositivi di monitoraggio, quindi, non sono completamente automatici, se non in caso di fuori servizio di parte di impianto o grave malfunzionamento; essi inoltre richiedono l’intervento determinante di un operatore che definisca, in base ai dati direttamente acquisiti o ai risultati derivanti da elaborazione, se la parte dell’impianto in esame ha le prestazioni attese oppure se à ̈ presente qualche malfunzionamento e qual à ̈ la sua entità . Soprattutto, tali sistemi o dispositivi di monitoraggio non sono in grado di valutare piccole anomalie di funzionamento che, se non tempestivamente individuate ed eliminate, causeranno malfunzionamenti più gravosi nel tempo. Ciò à ̈ dovuto essenzialmente al fatto che la fonte di energia di impianti fotovoltaici à ̈ la radiazione solare, il cui valore durante l’arco della giornata, ma anche dei minuti, non à ̈ prevedibile né costante. Di conseguenza, le valutazioni ottenibili dai sistemi di monitoraggio devono necessariamente essere basate su una serie storica abbastanza ampia per tener conto delle diverse condizioni di funzionamento ed accettare, quindi, dei margini di tolleranza piuttosto ampi sulle prestazioni attese. Inoltre, tali sistemi non restituiscono direttamente informazioni specifiche e univoche sul grado di invecchiamento di un modulo. Anche quando un’anomalia di funzionamento à ̈ rilevata (di solito riguarda una stringa, mai un singolo modulo), la sua gravosità non à ̈ legata direttamente al grado di invecchiamento del modulo e quindi non à ̈ possibile valutare se l’obsolescenza reale à ̈ uguale o maggiore o minore rispetto a quella attesa. Quest’ultimo aspetto à ̈ molto importante perché il controllo del grado di invecchiamento di ciascun modulo consente di monitorare la sua qualità nel tempo e quindi la resa economica dell’intero investimento. ;Per ovviare a tali inconvenienti ed ottenere altri ed ulteriori vantaggi, si propone il presente trovato, espresso e caratterizzato nella rivendicazione principale. ;Un primo scopo della presente invenzione à ̈ controllare il grado di invecchiamento di un modulo fotovoltaico in maniera semplice, efficace e affidabile. Un altro scopo dell’invenzione à ̈ determinare il trend di invecchiamento del modulo. Un ulteriore scopo dell’invenzione à ̈ ottenere un vantaggio economico, derivante dal fatto di controllare costantemente che l’invecchiamento nel tempo del modulo sia in linea con la normale e prevedibile obsolescenza del modulo stesso e quindi di intervenire tempestivamente nel caso in cui si manifesti un invecchiamento precoce con conseguente riduzione di produzione dell’energia elettrica. Un altro scopo dell’invenzione à ̈ ottenere queste informazioni in maniera totalmente automatica. Un ulteriore scopo della presente invenzione à ̈ la possibilità di inviare automaticamente tali informazioni, secondo regole specifiche ma modificabili. ;Questi e altri scopi vengono raggiunti in accordo alla presente invenzione mediante un dispositivo (integrato sul modulo fotovoltaico durante la sua costruzione o aggiunto successivamente) comprendente un supporto di memoria in cui sono o vengono memorizzati i dati del modulo o i risultati di elaborazione, un sistema di acquisizione dei dati ambientali, un sistema per determinare la caratteristica I-V nelle reali condizioni ambientali, un sistema hardware e software per l’elaborazione di detti dati e un sistema per la trasmissione dei risultati di elaborazione. Utilizzando detto trovato à ̈ possibile determinare il grado di invecchiamento (espresso in anni o mesi o altro) del modulo fotovoltaico e il relativo trend, indipendentemente dal fatto che il modulo sia in esercizio o meno oppure che sia collegato o meno con altri moduli. Utilizzando tale dispositivo à ̈ possibile determinare di quanto l’obsolescenza reale del modulo si discosta da quella attesa, riuscendo quindi ad evidenziare l’invecchiamento precoce o la presenza di guasti e soprattutto a quantificarne gli effetti da un punto di vista della produzione di energia elettrica e quindi di introito economico (questi ultimi 2 aspetti presuppongono che sulla memoria del dispositivo siano state memorizzate le relative tabelle annuali). Inoltre, il trovato ha una struttura semplice ed affidabile dal punto di vista hardware ed efficace dal punto di vista software. Ulteriormente, in un aspetto vantaggioso della presente invenzione, à ̈ possibile inviare automaticamente informazioni sul grado e sul trend di invecchiamento del modulo, quando una prefissata soglia à ̈ superata, al fine di intervenire tempestivamente per un più efficiente funzionamento dell’impianto. Ulteriori aspetti vantaggiosi della presente invenzione sono esposti nelle rivendicazioni dipendenti. Ovviamente il dispositivo verifica già in fase di collaudo che tutti i moduli soddisfino i dati di targa, ma quest’ultima funzione à ̈ già commercialmente disponibile e non à ̈ oggetto del presente trovato. Le caratteristiche ed i vantaggi della presente invenzione risulteranno evidenti dalla seguente descrizione dettagliata di una sua forma di realizzazione pratica, illustrata a titolo di esempio non limitativo negli uniti disegni, nei quali: ;la figura (a) rappresenta un insieme di alcuni moduli fotovoltaici (visti dal lato posteriore) connessi tra loro tramite le rispettive junction box secondo l’arte nota. ;La figura (b) rappresenta un insieme di moduli fotovoltaici (visti dal lato posteriore), in caso di integrazione del dispositivo della presente invenzione già durante la fase di costruzione del modulo fotovoltaico. ;La figura (c) rappresenta una prima forma di realizzazione del dispositivo della presente invenzione, visto frontalmente dall’alto, adatto per essere integrato sul modulo fotovoltaico durante la sua costruzione, come in figura b), o per essere aggiunto ad un modulo già costruito. La figura (d) rappresenta la flow-chart del software implementato nella presente invenzione. ;;La figura (a) riporta tre moduli fotovoltaici (10) visti dal loro lato posteriore, secondo l’arte nota. Ciascun modulo fotovoltaico à ̈ dotato di una junction box (20) che consente di collegarlo ad altri moduli fotovoltaici mediante cavi elettrici (30). La potenza totale erogata dall’insieme dei moduli fotovoltaici, dopo che i moduli sono stati collegati in serie tramite le junction box, à ̈ pari alla somma delle potenze fornite dai moduli stessi. Alcune volte le junction box hanno al loro interno soltanto i morsetti per la connessione elettrica dei moduli, altre volte possono avere anche altri componenti, come à ̈ ben noto al tecnico del ramo; ad esempio, può accadere che all’interno della junction box sia presente uno o più diodi utili a cortocircuitare l’intero modulo o parte di esso, nel caso in cui non sia erogata potenza nonostante le favorevoli condizioni ambientali. ;La figura (b) riporta tre moduli fotovoltaici (10), in cui al posto della nota junction box à ̈ integrato, già durante la fase di costruzione del modulo, il dispositivo della presente invenzione (40). Ciascun dispositivo (40), oltre ad espletare le stesse funzioni della nota junction box, comprende dei componenti adatti per: a) controllare in remoto, in modo totalmente automatico, il grado di invecchiamento del singolo modulo e il suo trend di invecchiamento tramite il calcolo di alcuni indicatori o parametri; b) stimare un grado di invecchiamento presunto ad una data futura; c) trasferire le informazioni in modo totalmente automatico. Per eseguire tale controllo à ̈ necessario acquisire almeno i valori della temperatura del modulo e dell’irraggiamento sul modulo. E’ preferibile installare sensori di temperatura di modulo e di irraggiamento su ogni singolo modulo benché il trovato funzioni anche con sensori generali di stringa o di parte di impianto o dell’intero impianto. L’utilizzo di sensori locali per ciascun modulo consente di avere misure più precise e attendibili. I sensori di temperatura del modulo (50), così come i sensori di irraggiamento (60), sono collegati ai rispettivi dispositivi (40) tramite cavi, ma possono anche essere collegati senza cavi (ad esempio con collegamento RF o altro). ;Una prima forma di realizzazione del dispositivo della presente invenzione à ̈ mostrata in figura (c), facendo riferimento, per la numerazione, al dispositivo (40) di figura (b). Alle aperture o connettori (70) e (80) si collegano il sensore di temperatura del modulo e il sensore di irraggiamento sul modulo. Accanto alle aperture o connettori (70) e (80) può esserci anche uno o più connettori o aperture (90) per la connessione di altri sensori per ulteriori controlli (ad es., poiché temperatura dell’aria, temperatura del modulo e irraggiamento sono dipendenti tra loro, con l’aggiunta di un sensore di temperatura dell’aria à ̈ possibile verificare che i sensori funzionino correttamente o controllare il NOCT - Nominal Operating Cell Temperature). Se i sensori sono connessi senza cavi, una o più delle aperture o connettori (70)-(80)-(90) possono mancare. Nel caso in cui il presente dispositivo sia aggiunto ad un modulo già costruito e quindi con junction box già installata sul modulo, i 2 cavi della pre-esistente junction box possono essere connessi direttamente ai connettori o aperture (100) e (110); viceversa, nel caso in cui il presente dispositivo sia installato su un modulo durante la fase di costruzione, tali connettori o aperture possono mancare. La fessura (120) consente l’inserimento di una smart card, le cui funzioni sono descritte nel seguito. È anche possibile che la smart card sia interna al dispositivo, quindi non facilmente accessibile, e che la fessura (120) sia quindi mancante. La fessura (130) rappresenta una possibile porta di accesso al dispositivo per il trasferimento dei dati: ad esempio una porta USB o una porta COM o Wi-Fi o Bluetooth o altro. ;Il dispositivo, in una sua forma di realizzazione, comprende i seguenti elementi: ;• un supporto di memoria, nel seguito chiamato anche “smart card†, su cui sono memorizzati i dati del modulo: codice identificativo, marca e modello del modulo, sede e stabilimento di produzione, data di produzione del modulo, data di installazione del dispositivo di controllo della presente invenzione, eventuale flash report, specifiche tecniche, ecc. In caso di installazione del dispositivo in fase di costruzione del modulo, tali dati sono memorizzati sulla smart card direttamente dal produttore del modulo; in caso di aggiunta del dispositivo su un modulo già costruito, questi dati possono essere memorizzati al primo avvio, prelevandoli dalla documentazione del modulo stesso o richiedendoli al produttore del modulo. In entrambi i casi à ̈ necessario che ci sia un codice identificativo unico per ciascun modulo, in modo da localizzarlo immediatamente all’interno dell’impianto. Inoltre, in entrambi i casi à ̈ possibile memorizzare sulla smart card (dopo aver definito le condizioni di installazione e la tipologia di posa in opera) la tabella di producibilità annuale di energia elettrica, la tabella di presunto introito economico annuale o altre direttamente legate al grado di invecchiamento del modulo. Tutti questi dati non devono essere facilmente modificabili (anche solo per mero errore); quindi il primo accesso, così come i successivi accessi per eventuali modifiche dei dati, deve avvenire tramite codice PIN o altro sistema di autenticazione. Ogni accesso tramite codice PIN à ̈ a sua volta registrato sulla smart card per tenere memoria di tutti gli accessi. ;• Un sistema di acquisizione almeno dei seguenti dati: temperatura del modulo e irraggiamento sul modulo. ;• Un sistema per determinare la curva I-V del modulo. ;• Una o più unità per l’elaborazione dei dati, integrate nella smart card o distinte da essa. • Uno o più supporti per memorizzare i risultati di elaborazione o altri dati riferibili al modulo, integrati nella smart card o distinti da essa. Come esempio non esaustivo, su una o più di queste memorie possono essere trasferiti i dati di elaborazione quando la memoria della smart card raggiunge una prefissata soglia di riempimento. Un’ulteriore possibilità à ̈ dedicare una memoria per ogni gruppo di dati assimilabili: dati del modulo su una memoria, dati di elaborazione su un’altra e così via. ;• Un sistema di trasmissione dei risultati di elaborazione attraverso bluetooth/GSM/rete LAN o altro ad un PC utente o smartphone o telefonino o altro dispositivo di ricezione. • Una porta di comunicazione per il trasferimento dei dati, ad esempio una porta USB o una porta COM o Wi-Fi o Bluetooth o altro. ;• Un sistema di alimentazione dell’intero dispositivo, ad esempio basato su una batteria ricaricabile alimentata dallo stesso modulo; l’alimentazione del dispositivo tramite batteria ricaricabile e non direttamente dal modulo consente al dispositivo di poter inviare informazioni anche quando il modulo non produce energia (ad esempio ma non esclusivamente per mancanza di sufficiente irraggiamento o per guasto del modulo). La flow-chart di figura (d) descrive il software implementato nel dispositivo della presente invenzione in accordo ad una prima forma di realizzazione con due soli sensori: quello di temperature del modulo e quello di irraggiamento su di esso. Inoltre, si suppone che i dati del modulo siano già memorizzati sulla smart card o su un’altra memoria del dispositivo, secondo quanto precedentemente specificato. ;Il dispositivo esegue le seguenti 6 macro funzioni. ;1. Caricamento dei dati da smart card o memoria (201) e acquisizione dati ambientali (202); determinazione della caratteristica I-V nelle reali condizioni ambientali (202). ;2. Controllo del grado di invecchiamento del modulo: blocchi (203)-(204), analizzati in dettaglio nel seguito. ;3. Controllo del trend di invecchiamento del modulo e stima di grado di invecchiamento presunto ad una data futura: blocchi (205)-(208), analizzati in dettaglio nel seguito. 4. Verifica della condizione che abilitano la memorizzazione dei risultati di elaborazione oppure, in caso negativo, che aggiorna la variabile di iterazione: blocchi (209)-(210), analizzati in dettaglio nel seguito. ;5. Calcolo della media di tutti gli indicatori e parametri di controllo, valutati nei precedenti punti 2 e 3 (211). ;6. Invio del dataset (212), analizzato in dettaglio nel seguito. ;Prima di analizzare in dettaglio i precedenti punti, à ̈ opportuno osservare che una variazione di temperatura o irraggiamento influenza diversamente i punti della caratteristica I-V. Alcuni punti hanno, rispetto ad irraggiamento e temperatura del modulo, una dipendenza lineare, altri esponenziale, altri logaritmica. Inoltre il Fill Factor, ad esempio, dipende da quattro parametri (tensione a circuito aperto Voc, corrente di corto circuito Isc, tensione e corrente nel punto di massima potenza, Vmpp e Impp), ciascuno dei quali ha una variazione percentuale diversa a parità di variazione di temperatura o irraggiamento e ciascuno dei quali à ̈ caratterizzato da un diverso trend temporale dei coefficienti di temperatura e irraggiamento. Al fine di rendere confrontabili le prestazioni di moduli diversi, à ̈ necessario quindi testarli nelle stesse condizioni ambientali. A tal fine sono state definite, a livello internazionale, le Standard Test Conditions (STC), come segue: irraggiamento pari a 1000W/m<2>, temperatura del modulo pari a 25°C, spettro pari a 1,5 e vento pari a zero m/s. Tutte le specifiche tecniche di un modulo fotovoltaico (garantite dal produttore) fanno riferimento alle STC (eccezion fatta per il NOCT che à ̈ definito per irraggiamento pari a 800 W/m<2>, temperatura ambiente pari a 20°C e vento pari a 1 m/s). Di conseguenza tutti i controlli dei precedenti punti 2 e 3 sono valutati rispetto alle condizioni STC. ;Per quanto riguarda il punto 2, il controllo consiste nel confrontare la caratteristica I-V determinata nelle reali condizioni ambientali (202) e la caratteristica I-V nelle stesse condizioni ambientali, calcolata a partire dalla caratteristica I-V in STC (203). In funzione delle specifiche tecniche del detto modulo, il confronto tra le due curve consente di valutare il grado di invecchiamento del modulo, esprimibile in numero di mesi o di anni od altro (204). Ovviamente il dispositivo restituisce un grado di invecchiamento relativo alle specifiche condizioni ambientali. Per tener conto della variabilità delle condizioni ambientali, à ̈ opportuno considerare un valor medio di tutte le elaborazioni in funzione di diversi set di dati ambientali, secondo quanto specificato nel seguito. Confrontando il grado di invecchiamento medio con il numero reale di mesi o di anni del modulo (rilevabile dalla data di produzione del modulo stesso memorizzato sulla smart card), à ̈ possibile valutare se l’obsolescenza reale del modulo (e quindi la qualità del modulo) coincide o à ̈ peggiore o à ̈ migliore di quella prevista. ;Per quanto riguarda il punto 3, il controllo consiste nel determinare i coefficienti di temperatura e di irraggiamento dei punti critici (tensione a circuito aperto Voc, corrente di corto circuito Isc, punto di massima potenza MPP) per ottenere la caratteristica I-V in STC, a partire dalla caratteristica I-V nelle reali condizioni ambientali (205). E’ possibile quindi determinare gli scostamenti dei coefficienti di temperature e di irraggiamento per i punti critici, rispetto ai valori riportati nelle specifiche tecniche (206). Tali scostamenti sono adatti a: 1) valutare la rapidità di variazione nel tempo di detti parametri; 2) rilevare anomalie di funzionamento, perdite di potenza, guasti; 3) calcolare il trend di invecchiamento del modulo; 4) prevedere il plausibile grado di invecchiamento del modulo ad una data futura, ipotizzando costanti i trend di invecchiamento precedentemente calcolati (207). Durante questo controllo si calcola anche il Fill Factor, FF, partendo dalle reali condizioni ambientali e utilizzando i coefficienti di temperatura ed irraggiamento in STC. Quindi si determina lo scostamento del FF rispetto al dato di targa (208). Ovviamente anche per tutti questi parametri vale il principio di considerare un valor medio di diverse elaborazioni. ;Per quanto riguarda il punto 4, à ̈ possibile implementare la condizione (209), che deve essere soddisfatta prima di calcolare, per ciascun indicatore o parametro precedentemente definito, la media di tutte le elaborazioni. Esempi non esaustivi di possibili controlli sono i seguenti: a) si eseguono diverse elaborazioni durante l’intera giornata con prefissato tempo di campionamento (anche se l’impianto o la stringa non produce); b) si eseguono le elaborazioni soltanto se l’irraggiamento supera una soglia oppure à ̈ compreso in un predefinito intervallo di valori; c) si eseguono elaborazioni soltanto se la temperatura del modulo supera una soglia oppure à ̈ compresa in un predefinito intervallo di valori; d) si eseguono elaborazioni soltanto se la corrente di stringa supera una soglia o à ̈ compresa in un intervallo di valori; e) una qualunque combinazione delle precedenti. Fino a quando il vincolo non à ̈ soddisfatto, si aggiorna la variabile di iterazione (210) e si esegue un nuovo ciclo; quando il vincolo à ̈ soddisfatto, il blocco (211) calcola, per ciascun indicatore o parametro, la media di tutte le elaborazioni e le memorizza sulla smart card o su un’altra memoria. ;Per quanto riguarda il punto 6, un dataset à ̈ inviato su PC, smartphone od altro dispositivo di ricezione (212). Il dataset può contenere le seguenti informazioni: a) codice identificativo del modulo; b) anno di produzione del modulo; c) grado di invecchiamento reale espresso in anni o altro; d) scostamento del grado di invecchiamento reale rispetto agli anni del modulo rilevabili dalla data di produzione; e) codice OK/NO, a seconda che lo scostamento del grado di invecchiamento sia negativo o nullo (il modulo mostra meno o al più gli stessi anni che realmente ha) o positivo (il modulo mostra più anni di quelli che realmente ha); f) coefficienti di temperatura e di irraggiamento per i punti critici e relativi trend; g) trend di invecchiamento del modulo; h) grado di invecchiamento presunto ad una specificata data futura; i) Fill Factor e suo scostamento; j) producibilità di energia elettrica e introito economico, relativi al grado di invecchiamento reale (nel caso in cui siano state memorizzate le relative tabelle annuali). Le condizioni per l’invio del dataset sono definibili all’atto dell’installazione e modificabili successivamente. Nella figura (d) à ̈ riportato il caso in cui l’invio del dataset avviene automaticamente dopo la memorizzazione dei dati. Modificando il software, possono essere implementate altre condizioni di invio, alcune delle quali, non esaustive, sono le seguenti: a) invio del dataset ogni qualvolta il grado di invecchiamento supera una soglia prefissata; b) invio del dataset ad un ora o giorno predefinito, indipendentemente dall’invecchiamento calcolato; c) invio del dataset a seguito di richiesta da remoto; d) invio del dataset quando un’altra condizione definibile à ̈ soddisfatta (ad es. se si supera una fissata soglia di temperatura, di irraggiamento, di corrente di stringa, ecc.); e) una qualunque combinazione delle precedenti. * * ;; The present invention refers to a device for the automatic control of the degree of aging of a photovoltaic module and its aging trend, using a software implemented inside it, and having the possibility of storing or sending data. From the state of the art it is known that the performance of a photovoltaic module degrade over time. In fact, very often manufacturers guarantee minimum performance over time. For example, for the Italian market regulated by economic incentives, producers must ensure that the nominal power, after 10 years, is at least equal to 90% of the rated power and, after 25 years, at least equal to 80%. In the event of premature aging, the module produces less energy than expected and this implies the following economic damage: a) if the energy produced is sold, the result is a lower economic income; b) in the event that the energy produced is used, the portion of non-production must be purchased. From the state of the art, systems or devices suitable for monitoring the performance of photovoltaic systems or part of them (for example strings) are known. Sometimes these systems provide a system for acquiring the main electrical (voltage, current, power) and environmental (module temperature, ambient temperature, irradiation, etc.) quantities. These quantities are sent to a remote PC on which an expert person works, who processes the data received and then can make a detailed analysis of the data with drafting of reports. In these cases, it is very rare that the available data concern the single module, more frequently they concern at least one string of modules (the so-called string-control is implemented). The operators, after analyzing the historical series of the previously acquired data (possibly but not necessarily also with the help of data processing software), are able to evaluate whether the part of the plant under examination (for example each single string , almost never every single module) has the expected performance or not. In the event of a negative result, the cause (system failure, sensor malfunction, etc.) can not always be identified by analyzing the same data, but it is necessary to further investigate with other tools or devices, very often with a inspection by trained personnel. Some phases of the entire monitoring can be automated, thus providing only a partial intervention by man; in these cases the whole system can be considered semi-automatic. When the failures are so serious as to cause a shutdown of the monitored plant or a drastic reduction in expected performance (resulting therefore from malfunctioning of large entities), the monitoring system can be able to send warning signals in a completely automatic way to highlight the fault. These systems have some disadvantages. They allow, in an automatic way, only the acquisition of the historical series of the quantities to be monitored; for the analysis, the interpretation of the final results and the drafting of reports (which is the part with the greatest added value of the entire monitoring), the competence and activity of an operator is essential, appropriately trained. These monitoring systems or devices, therefore, are not completely automatic, except in the event of part of the system out of service or serious malfunction; they also require the decisive intervention of an operator who defines, on the basis of the data directly acquired or the results deriving from processing, if the part of the plant under examination has the expected performance or if there is any malfunction and which It is its entity. Above all, these monitoring systems or devices are not able to evaluate small operating anomalies which, if not promptly identified and eliminated, will cause more serious malfunctions over time. This is essentially due to the fact that the energy source of photovoltaic systems is solar radiation, whose value during the day, but also in the minutes, is neither predictable nor constant. Consequently, the evaluations obtainable from the monitoring systems must necessarily be based on a sufficiently large historical series to take into account the different operating conditions and therefore accept rather large tolerance margins on the expected performances. Furthermore, these systems do not directly return specific and univocal information on the degree of aging of a module. Even when an operating anomaly is detected (usually it concerns a string, never a single module), its severity is not directly linked to the degree of aging of the module and therefore it is not possible to assess whether the obsolescence real is equal to or greater than or less than the expected one. This last aspect is very important because the control of the degree of aging of each module allows to monitor its quality over time and therefore the economic yield of the entire investment. In order to obviate these drawbacks and obtain other and further advantages, the present invention is proposed, expressed and characterized in the main claim. A first object of the present invention is to control the degree of aging of a photovoltaic module in a simple, effective and reliable way. Another purpose of the invention is to determine the aging trend of the module. A further purpose of the invention is to obtain an economic advantage, deriving from the fact of constantly checking that the aging of the module over time is in line with the normal and foreseeable obsolescence of the module itself and therefore to intervene promptly if premature aging occurs with a consequent reduction in electricity production. Another purpose of the invention is to obtain this information in a totally automatic way. A further object of the present invention is the possibility of automatically sending such information, according to specific but modifiable rules. ; These and other purposes are achieved according to the present invention by means of a device (integrated on the photovoltaic module during its construction or added subsequently) comprising a memory medium in which the data of the module or the processing results are or are stored, a system for the acquisition of environmental data, a system for determining the I-V characteristic in real environmental conditions, a hardware and software system for processing said data and a system for transmitting the processing results. Using this invention it is possible to determine the degree of aging (expressed in years or months or other) of the photovoltaic module and the relative trend, regardless of whether the module is in operation or not or whether it is connected to other modules or not. Using this device it is possible to determine how much the real obsolescence of the module differs from the expected one, thus managing to highlight premature aging or the presence of faults and above all to quantify the effects from the point of view of the production of electricity and therefore economic income (the latter 2 aspects presuppose that the relative annual tables have been stored on the memory of the device). Furthermore, the invention has a simple and reliable structure from the hardware point of view and effective from a software point of view. Furthermore, in an advantageous aspect of the present invention, it is possible to automatically send information on the degree and on the aging trend of the module, when a predetermined threshold is exceeded, in order to intervene promptly for a more efficient operation of the system. Further advantageous aspects of the present invention are set out in the dependent claims. Obviously the device already checks during the testing phase that all the modules satisfy the plate data, but this last function is already commercially available and is not the subject of the present invention. The characteristics and advantages of the present invention will become evident from the following detailed description of a practical embodiment thereof, illustrated by way of non-limiting example in the accompanying drawings, in which: figure (a) represents a set of some photovoltaic modules ( seen from the rear) connected to each other through the respective junction boxes according to the known art. Figure (b) represents a set of photovoltaic modules (seen from the rear side), in case of integration of the device of the present invention already during the construction phase of the photovoltaic module. ; Figure (c) represents a first embodiment of the device of the present invention, seen from the front from above, suitable to be integrated on the photovoltaic module during its construction, as in figure b), or to be added to a module already built. Figure (d) represents the flow-chart of the software implemented in the present invention. ;; Figure (a) shows three photovoltaic modules (10) seen from their rear side, according to the known art. Each photovoltaic module is equipped with a junction box (20) which allows it to be connected to other photovoltaic modules by means of electrical cables (30). The total power delivered by the set of photovoltaic modules, after the modules have been connected in series through the junction boxes, is equal to the sum of the powers supplied by the modules themselves. Sometimes the junction boxes have inside them only the terminals for the electrical connection of the modules, other times they can also have other components, as is well known to the skilled in the art; for example, it may happen that inside the junction box there is one or more diodes useful for short-circuiting the entire module or part of it, in the event that no power is supplied despite the favorable environmental conditions. Figure (b) shows three photovoltaic modules (10), in which the device of the present invention (40) is integrated in place of the known junction box, already during the construction phase of the module. Each device (40), in addition to performing the same functions as the well-known junction box, includes components suitable for: a) remotely controlling, in a totally automatic way, the degree of aging of the single module and its aging trend through the calculation some indicators or parameters; b) estimate a presumed degree of aging at a future date; c) transfer the information in a totally automatic way. To carry out this check, it is necessary to acquire at least the module temperature and radiation values on the module. It is preferable to install module and irradiation temperature sensors on each individual module although the invention also works with general string sensors or part of the system or the entire system. The use of local sensors for each module allows for more precise and reliable measurements. The temperature sensors of the module (50), as well as the irradiation sensors (60), are connected to the respective devices (40) by cables, but can also be connected without cables (for example with RF connection or other). A first embodiment of the device of the present invention is shown in figure (c), referring, for the numbering, to the device (40) of figure (b). The module temperature sensor and the irradiation sensor on the module are connected to the openings or connectors (70) and (80). Next to the openings or connectors (70) and (80) there may also be one or more connectors or openings (90) for the connection of other sensors for further checks (e.g., since air temperature, module temperature and irradiation are mutually dependent, with the addition of an air temperature sensor it is possible to verify that the sensors are working correctly or to check the NOCT - Nominal Operating Cell Temperature). If the sensors are connected without cables, one or more of the openings or connectors (70) - (80) - (90) may be missing. If this device is added to a module already built and therefore with a junction box already installed on the module, the 2 cables of the pre-existing junction box can be connected directly to the connectors or openings (100) and (110); conversely, if this device is installed on a module during the construction phase, these connectors or openings may be missing. The slot (120) allows the insertion of a smart card, the functions of which are described below. It is also possible that the smart card is inside the device, therefore not easily accessible, and that the slot (120) is therefore missing. The slot (130) represents a possible access port to the device for data transfer: for example a USB port or a COM port or Wi-Fi or Bluetooth or other. ; The device, in one of its embodiments, comprises the following elements:; â € ¢ a memory medium, hereinafter also called â € œsmart cardâ €, on which the data of the module are stored: identification code, brand and model of the module, headquarters and production plant, date of production of the module, date of installation of the control device of the present invention, any flash report, technical specifications, etc. In case of installation of the device during the construction of the module, these data are stored on the smart card directly by the module manufacturer; in case of addition of the device on a module already built, these data can be memorized at the first start, taking them from the documentation of the module itself or requesting them from the module manufacturer. In both cases it is necessary that there is a unique identification code for each module, in order to locate it immediately inside the system. Furthermore, in both cases it is possible to store on the smart card (after having defined the installation conditions and the type of installation) the annual electricity production table, the table of presumed annual economic income or others directly linked to the degree of aging of the module. All these data must not be easily modifiable (even if only for mere error); therefore the first access, as well as subsequent accesses for any data changes, must take place via a PIN code or other authentication system. Each access via PIN code is in turn registered on the smart card to keep memory of all accesses. ; â € ¢ A system for acquiring at least the following data: module temperature and radiation on the module. ; â € ¢ A system for determining the I-V curve of the modulus. ; â € ¢ One or more units for data processing, integrated into the smart card or separate from it. â € ¢ One or more supports for storing the processing results or other data referable to the module, integrated into the smart card or distinct from it. As a non-exhaustive example, processing data can be transferred to one or more of these memories when the memory of the smart card reaches a predetermined filling threshold. A further possibility is to dedicate a memory for each group of similar data: module data on one memory, processing data on another and so on. ; â € ¢ A system for transmitting the processing results via bluetooth / GSM / LAN or other to a user PC or smartphone or mobile phone or other receiving device. â € ¢ A communication port for data transfer, such as a USB port or a COM port or Wi-Fi or Bluetooth or other. ; â € ¢ A power supply system for the entire device, for example based on a rechargeable battery powered by the same module; powering the device through a rechargeable battery and not directly from the module allows the device to send information even when the module does not produce energy (for example, but not exclusively due to lack of sufficient irradiation or module failure). The flow-chart of figure (d) describes the software implemented in the device of the present invention according to a first embodiment with only two sensors: the temperature sensor of the module and the irradiation sensor on it. Furthermore, it is assumed that the module data is already stored on the smart card or on another device memory, as specified above. ; The device performs the following 6 macro functions. ; 1. Loading data from smart card or memory (201) and environmental data acquisition (202); determination of the I-V characteristic in real environmental conditions (202). ;2. Control of the degree of aging of the module: blocks (203) - (204), analyzed in detail below. ; 3. Control of the aging trend of the module and estimate of the degree of presumed aging at a future date: blocks (205) - (208), analyzed in detail below. 4. Verification of the condition which enable the processing results to be stored or, if not, which updates the iteration variable: blocks (209) - (210), analyzed in detail below. ; 5. Calculation of the average of all indicators and control parameters, assessed in the previous points 2 and 3 (211). ; 6. Send the dataset (212), analyzed in detail below. ; Before analyzing the previous points in detail, it should be noted that a variation in temperature or irradiation affects the points of the I-V characteristic differently. Some points have, with respect to irradiation and module temperature, a linear dependence, others exponential, others logarithmic. Furthermore, the Fill Factor, for example, depends on four parameters (open circuit voltage Voc, short circuit current Isc, voltage and current at the point of maximum power, Vmpp and Impp), each of which has a different percentage variation equal to variation of temperature or irradiation and each of which is characterized by a different temporal trend of the temperature and irradiation coefficients. In order to make the performance of different modules comparable, it is therefore necessary to test them in the same environmental conditions. To this end, the Standard Test Conditions (STC) have been defined internationally, as follows: irradiation equal to 1000W / m <2>, module temperature equal to 25 ° C, spectrum equal to 1.5 and wind equal to at zero m / s. All the technical specifications of a photovoltaic module (guaranteed by the manufacturer) refer to the STC (except for the NOCT which is defined for irradiation equal to 800 W / m <2>, ambient temperature equal to 20 ° C and wind equal to 1 m / s). Consequently, all the controls of the previous points 2 and 3 are evaluated with respect to the STC conditions. As regards point 2, the check consists in comparing the I-V characteristic determined in the real environmental conditions (202) and the I-V characteristic in the same environmental conditions, calculated starting from the I-V characteristic in STC (203). According to the technical specifications of the said module, the comparison between the two curves makes it possible to evaluate the degree of aging of the module, which can be expressed in number of months or years or other (204). Obviously the device returns a degree of aging related to the specific environmental conditions. To take into account the variability of environmental conditions, it is advisable to consider an average value of all the elaborations according to different sets of environmental data, as specified below. By comparing the average degree of aging with the real number of months or years of the module (detectable from the production date of the module stored on the smart card), it is possible to evaluate whether the real obsolescence of the module (and therefore the quality of the modulo) matches either worse or better than expected. ; As regards point 3, the control consists in determining the temperature and irradiation coefficients of the critical points (open circuit voltage Voc, short circuit current Isc, point of maximum power MPP) to obtain the I-V characteristic in STC, starting from the I-V characteristic in real environmental conditions (205). It is therefore possible to determine the deviations of the temperature and irradiation coefficients for the critical points, with respect to the values indicated in the technical specifications (206). These deviations are suitable for: 1) evaluating the speed of variation over time of said parameters; 2) detect operating anomalies, power losses, breakdowns; 3) calculate the aging trend of the module; 4) predict the plausible degree of aging of the module at a future date, assuming the previously calculated aging trends are constant (207). During this check, the Fill Factor, FF is also calculated, starting from the real environmental conditions and using the temperature and irradiation coefficients in STC. Then the deviation of the FF with respect to the data plate (208) is determined. Obviously, the principle of considering an average value of different elaborations also applies to all these parameters. ; As regards point 4, it is possible to implement condition (209), which must be satisfied before calculating, for each previously defined indicator or parameter, the average of all the elaborations. Non-exhaustive examples of possible checks are the following: a) various processing operations are carried out during the whole day with a predetermined sampling time (even if the plant or the string does not produce); b) the processing is carried out only if the irradiation exceeds a threshold or is included in a predefined range of values; c) processing is carried out only if the module temperature exceeds a threshold or is included in a predefined range of values; d) processing is carried out only if the string current exceeds a threshold or is included in a range of values; e) any combination of the above. Until the constraint is satisfied, we update the iteration variable (210) and execute a new loop; when the constraint is satisfied, block (211) calculates, for each indicator or parameter, the average of all the elaborations and stores them on the smart card or on another memory. ; As regards point 6, a dataset is sent to a PC, smartphone or other receiving device (212). The dataset may contain the following information: a) module identification code; b) year of production of the module; c) actual degree of aging expressed in years or otherwise; d) deviation of the actual degree of aging with respect to the years of the module detectable from the date of production; e) OK / NO code, depending on whether the variance in the degree of aging is negative or null (the module shows less or at most the same years it really has) or positive (the module shows more years than it actually has); f) temperature and irradiation coefficients for critical points and related trends; g) aging trend of the module; h) presumed degree of aging at a specified future date; i) Fill Factor and its deviation; j) producibility of electricity and economic income, relating to the actual degree of aging (in the event that the relative annual tables have been memorized). The conditions for sending the dataset can be defined at the time of installation and can be modified later. Figure (d) shows the case in which the sending of the dataset occurs automatically after data storage. By modifying the software, other sending conditions can be implemented, some of which, not exhaustive, are the following: a ) sending the dataset whenever the degree of aging exceeds a pre-established threshold; b) sending of the dataset at a predefined time or day, regardless of the calculated aging; c) sending the dataset following a remote request; d) sending the dataset when another definable condition is satisfied (eg if a fixed threshold of temperature, irradiation, string current, etc. is exceeded); e) any combination of the above. *