WO2011117485A1 - Dispositif et méthode pour détecter la performance de panneaux photovoltaïques - Google Patents

Dispositif et méthode pour détecter la performance de panneaux photovoltaïques Download PDF

Info

Publication number
WO2011117485A1
WO2011117485A1 PCT/FR2011/000176 FR2011000176W WO2011117485A1 WO 2011117485 A1 WO2011117485 A1 WO 2011117485A1 FR 2011000176 W FR2011000176 W FR 2011000176W WO 2011117485 A1 WO2011117485 A1 WO 2011117485A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
panel
installation
panels
kji
measurement
Prior art date
Application number
PCT/FR2011/000176
Other languages
English (en)
Inventor
Benoît SCHMITT
Raul Iglesias
Original Assignee
Watt Consulting
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Watt Consulting filed Critical Watt Consulting
Publication of WO2011117485A1 publication Critical patent/WO2011117485A1/fr

Links

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02S—GENERATION OF ELECTRIC POWER BY CONVERSION OF INFRARED RADIATION, VISIBLE LIGHT OR ULTRAVIOLET LIGHT, e.g. USING PHOTOVOLTAIC [PV] MODULES
    • H02S50/00—Monitoring or testing of PV systems, e.g. load balancing or fault identification
    • H02S50/10—Testing of PV devices, e.g. of PV modules or single PV cells
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy

Definitions

  • the invention relates to a device and a method for monitoring the operation of a photovoltaic installation, in particular for detecting the performance of photovoltaic solar panels, and more particularly a method for monitoring, within a set of solar panels, the performance a group of panels connected in series, or the performance of each panel individually.
  • a photovoltaic installation comprising a plurality of photovoltaic modules or panels and at least one inverter, must therefore be optimized to provide maximum efficiency.
  • This performance depends on many factors related to the state of the panels and sunshine, but it also depends on synergistic effects.
  • an inverter which usually serves a plurality of panels in series and / or in parallel, is usually set to work the panels at the point of maximum power. Any disparity between the power of the various panels, and especially the failure of a panel or a localized shadow area, can disrupt the operation of all the panels connected to the same inverter. More precisely, these disparities mean that the inverter will not be able to make each panel work at its optimum operating point; some panels will not be able to deliver their maximum electrical power, which will result in a loss of efficiency of the entire installation.
  • the temperature has a direct influence on the maximum power that the panel can deliver.
  • Figure 6 shows the power curve for several temperatures of the same photovoltaic panel. This influence of the temperature on the power also depends on the technology of the photovoltaic cells of the panel. For example, the current-voltage characteristic of a thin-film cell (amorphous semiconductor) is more inflected, less square than for a crystalline semiconductor cell, and the influence of temperature on the performance is therefore lower. .
  • International standards eg IEC and STC
  • the actual temperature of the panel in the installation fluctuates with the time of the day and with the season. For most crystalline cells, the decrease in yield is on the order of -0.50% per ° C.
  • FIG. 7 shows the power delivered by a typical crystalline panel as a function of the intensity of light at constant temperature.
  • IEC International Electrotechnical Commission
  • the nominal power of a panel follows a quasi-normal distribution (quasi-Gaussian); relative to a normal distribution, there is an increase in the occurrence of abnormally low powers due to manufacturing defects and damage during transport and handling.
  • the power guaranteed by the manufacturer is generally lower than the initial real value (between 0 and 10%) in order to minimize the number of copies that can be considered defective, but it can also be higher (generally between 0 and 3%) .
  • the nominal power of the installation can thus be estimated, which allows the sizing of the other elements of the installation (inverter / s, wiring, monitoring elements, etc.).
  • Another cause of degradation of the performance of a panel can be related to its poor maintenance.
  • the glass face, exposed to the sun must be cleaned regularly.
  • the theft of panels also disrupts the operation of photovoltaic installations.
  • EP 0 978 884 A1 discloses a photovoltaic solar panel provided with an electronic device having a memory unit which records electrical operating data for each streak (panel group connected in series).
  • WO 01/24345 describes a system for monitoring the performance of a power generation system.
  • the document WO 2009/098729 describes an antitheft system for photovoltaic solar panels.
  • the present invention presents a method for detecting the performance of photovoltaic panels which is based on a very simple device.
  • the object of the invention is a method for monitoring the operation of a photovoltaic installation comprising a plurality of photovoltaic panels connected in series and / or in parallel, N photovoltaic panels connected in series forming at least one streak, with P ⁇ N, and said installation being intended to be connected to at least one inverter, and said installation comprising at least one device called "measurement and communication device” (MC device) comprising a logic circuit (such as a microcontroller, a microprocessor or a programmable logic circuit), a device capable of measuring the voltage, a communication device and possibly other devices able to measure the current, the temperature, the inclination or the acceleration,
  • MC device comprising a logic circuit (such as a microcontroller, a microprocessor or a programmable logic circuit), a device capable of measuring the voltage, a communication device and possibly other devices able to measure the current, the temperature, the inclination or the acceleration,
  • said method comprising the following steps:
  • step (a) comprises the following steps:
  • step (a1) checking whether a message has been received per unit time with a measurement; (a2) if the checking in step (a1) indicates that at least one measurement has been performed: checking whether said MC has performed at least one stripe measurement;
  • step (a3) if the checking in step (a2) indicates that at least one measurement has been made by streaking: checking whether said MC has made at least one measurement per panel;
  • step (a4) if the verification in step (a3) indicates that at least one measurement has been made per panel: continuing the process with step (b);
  • step (a5) if no measurement has been performed in step (a1): checking whether there is stored energy in the modules;
  • step (a6) if the verification in step (a5) indicates that there is energy stored in the modules: finding of the presence of a problem of the installation;
  • step (a7) if the verification in step (a5) indicates that there is no energy stored in the modules: checking for the presence of sufficient lighting;
  • step (a8) if the verification in step (a7) indicates that the lighting is sufficient: a finding of a problem with the installation;
  • step (a9) if the verification in step (a7) indicates that the illumination is insufficient: tripping, possibly after a delay, of a new measurement at the beginning of step (a).
  • Another object of the invention is a photovoltaic installation comprising a plurality of photovoltaic panels connected in series and / or in parallel, N photovoltaic panels connected in series forming at least one streak, with P ⁇ N, and said installation being connected to at least one inverter, and said installation comprising at least one device, said measurement and communication device comprising a logic circuit (such as a microcontroller, a microprocessor or a programmable logic circuit), a device able to measure the voltage, a communication device and possibly other devices capable of measuring current, temperature, inclination or acceleration, and said installation further comprising a central node which may be a microprocessor or a computer machine, and a device communication between said measuring and communication device and said central node, and in which is ex said method for monitoring the operation of said photovoltaic plant.
  • a logic circuit such as a microcontroller, a microprocessor or a programmable logic circuit
  • Said photovoltaic installation is characterized in that the communication between said measurement and communication device and said node is wireline in using alternating currents superimposed on the DC current generated by the photovoltaic panels.
  • the communication between said MC device and said node can be done by a wired communication system which advantageously uses the electrical wiring of the photovoltaic system, by a wireless communication system or by a wired-wireless hybrid communication system.
  • part of the communication is through a wireless link using a wireless transceiver that exchanges signals with a converter that superimposes a signal on the forward current that goes from the streaks to the node; this communication can be bidirectional.
  • the wired-wireless hybrid system bypasses AC communication barriers, which are for example represented by current blocking devices present in the plant. Description of figures
  • FIG. 1 schematically shows the numbering of the panels in a photovoltaic installation according to the invention.
  • Figure 2 shows schematically a measuring device and communication according to the invention, installed next to the junction box.
  • Figure 3 shows a simplified diagram of a measurement and communication device according to the invention for five different embodiments.
  • FIG. 4 schematically shows a photovoltaic installation according to the invention with wired-wireless hybrid communication between the measurement and communication device and the central node.
  • Figure 5 shows schematically the typical evolution of the yield over time for a thin film module.
  • Figure 6 shows normalized voltage - current curves for several temperatures for a typical panel at constant 1000W / m 2 .
  • Figure 7 shows standard current-voltage curves for several levels of sunshine for a typical panel at a constant temperature of 25 ° C.
  • Figure 8 shows the conversion efficiency as a function of sunlight for 9 different modules. (This figure comes from the internet: JA Eickelboom and MJ Jansen, Characterisarion of PV Modules of New Generations, ECN-C-00-067, June 2000, http://www.siamgpi.com/download/PV%20Systems% 20Test.pdf).
  • Figure 9 illustrates the definition of the optimal operating point in a photovoltaic panel. It shows three operating points for the same panel photovoltaic.
  • the point (Vm P , l mp ) corresponds to the maximum power that the panel can deliver.
  • the other two correspond to non-optimal points due to a faulty Maximum Power Point Tracker (MPPT) algorithm.
  • MPPT Maximum Power Point Tracker
  • FIG. 10 shows two examples of dysfunction of a panel in a strip of panels in an installation according to the invention, these malfunctions being able to be detected by the method according to the invention:
  • FIG. 11 shows the data analysis method according to the invention.
  • Figure 12 shows the logic diagram of an advantageous embodiment of the verification of the presence of M & C panels and modules.
  • Figure 13 shows the logic diagram of an advantageous embodiment of the consistency check of the measurements.
  • Figure 14 shows the logic diagram of an advantageous embodiment of the streak check.
  • Figure 15 shows the logic diagram of an advantageous embodiment of the panel level verification.
  • Figure 16 shows the logic diagram of an advantageous embodiment of the thermal verification.
  • Figure 17 shows the power distribution of the panels.
  • Figure 18 shows the logic diagram of an advantageous embodiment of the preventive maintenance.
  • Figure 19 shows a measuring device and communication according to the invention.
  • FIG. 20 illustrates the order of magnitude of the impedances of certain elements of the installation relative to that of a capacitive element placed in parallel with these elements of the installation, in a particular embodiment of the invention.
  • Figure 21 shows (right) the simplified equivalent electrical circuit of the installation (left) according to one embodiment.
  • a measuring and communication device which comprises a logic circuit, 50,100, a device capable of measuring the current 82, a device capable of measuring the voltage 83, and a communication device 81.
  • Said logic circuit 50,100 can be a microcontroller, microprocessor, a programmable logic circuit (such as an FPGA (field-programmable pay array)).
  • Said logic circuit 50 advantageously comprises the electronic circuits necessary for data acquisition (for example an analog-digital converter).
  • solar panel 10,11,12 or “panel” a photovoltaic solar panel comprising at least one photovoltaic cell (or “cell”).
  • a panel also called “module” combines a plurality of photovoltaic cells, placed in series and / or in parallel; it also protects them against bad weather thanks to waterproof encapsulation.
  • a “photovoltaic system” 1 within the meaning of the present invention comprises a plurality of P panels 10,11,12 connected in series and / or in parallel.
  • the N panels connected in series form a "streak" 2.
  • Each panel, each set of panels and / or each photovoltaic installation may include one or more protection diodes (called “bypass") 30,31. Two or more striations may be connected in parallel, and in this case, the connection is made through devices 40, 41, 42 known as “current blocking devices”.
  • a streak 2 or a set of M strings in parallel can be connected to an inverter or an intermediate converter, which is generally intended to increase the voltage, in order to reduce the ohmic losses during the transmission of electricity, and / or to make it compatible with the requirements of the devices supposed to consume this electricity .
  • one or more (L) inverters 20, 21, 22 may be used to convert the direct current at the output of the panels 10, 11, 12 into alternating current.
  • Said current blocking devices 40, 41, 42 blocking device can be passive devices, such as a diode, or active systems comprising at least one transistor.
  • the current blocking means 40 which is located between the last panel (panel Im1 in FIG. 1) of a strip 2 and the inverter 22 to which said strip 2 is connected, it is preferred that it be a active device, because this reduces the loss of current and therefore the heating of the blocking means 40, which reduces the risk of fire.
  • P N * M * L.
  • P represents all the panels included in one and the same stripe.
  • P kji represents the i-th panel in the j-th streak of the k-th inverter, knowing that i goes from 1 to N, j from 1 to M and k from 1 to L.
  • each panel 10, 11, 12 comprises at least two terminals, a positive terminal and a negative terminal. These terminals must be connected to power lines. This connection is made using connection means such as a terminal block, which are advantageously in a sealed housing called junction box 90.
  • connection means such as a terminal block, which are advantageously in a sealed housing called junction box 90.
  • each panel 10, 11, 12 has its own junction box 90 which houses connection means.
  • the connection means commonly used, including the mechanical terminal blocks, can cause bad contacts leading to heating of the electrical contact; this creates a fire hazard.
  • each junction box 90 comprises a system for detecting a fire in the junction box 90 of the panels, said system using the measurement of the temperature of said measurement and communication device 80 and / or the rate of change of this temperature.
  • Measuring and communication devices 80 are described schematically in FIGS. 3, 4 (lower right-hand insert) and 19.
  • Each measurement and communication device 80 comprises at least a logic circuit 50 or 100, such as a microprocessor or microcontroller, a voltage measuring device 83, a current measuring device 82 and a communication device 81. It may furthermore comprise, as shown in FIG. 19, a device for measuring the voltage.
  • each MC 80 device can monitor a panel or set of panels, for example a stripe 2 (as shown in Figure 4). It can be integrated in the 10,11,12 panel, to the junction box 90 or installed independently. Its integration can occur during the manufacture of the elements of the installation (panels, junction box, diodes etc.), during installation of the installation or later before or after commissioning of the installation. can be installed in all installations with more than one panel regardless of their type (built into the frame, ground park, etc.), regardless of the size of the installation. Nevertheless, the statistical algorithms used in the device according to the invention offer greater utility for installations of a certain size (sometimes called "solar farms").
  • Figure 2 shows an MC 80 device installed near a junction box 90.
  • each MC 80 device can measure parameters used to determine the state and the performance of the panels 10, 11, 12.
  • the main parameters measured are the voltage and current of the panels. They can include: stripe voltage, line current, voltage drop in the diodes; local temperature, device temperature, panel temperature, temperature of the diodes, temperature of any other element of the installation; the time and date; sunshine, panel angle and orientation, wind speed and direction, acceleration and / or the presence of an impact on the panel (eg, to detect theft).
  • Each MC 80 device may incorporate a memory capable of storing the data before sending it to the central node 70, as well as a battery to be able to measure and / or communicate in case the line voltage is insufficient (e.g. at night, in case of failures of the streak panel, in case of theft etc.).
  • Each MC 80 sends its measurements to a central node 70 (which may be a computer machine) via a communication device 81, either directly or through the devices assigned to other modules.
  • Data transmission can be bidirectional or unidirectional.
  • the logic circuit for example a microcontroller or microprocessor
  • the logic circuit controls the emission of a variable voltage on the line 60 which connects panels together, this variable voltage being superimposed on the DC voltage of the line.
  • the variable voltage can be modulated according to at least one parameter chosen from amplitude, frequency, phase; it is also possible to modulate according to a combination of several of these parameters.
  • a voltage transformer 84 can be used.
  • the logic circuit for example a microcontroller 100 or microprocessor controls the emission of a current variable on the line 61 which connects the panels, this current being superimposed on the direct current of the line.
  • the variable current can be modulated according to at least one parameter chosen from amplitude, frequency, phase; it is also possible to modulate according to a combination of several of these parameters.
  • this modulation is performed by a transistor 103, which is controlled directly by the microcontroller 100, with the aid of an impedance 104 which may be capable of storing electrical energy.
  • the logic circuit 100 controls the transmission of a alternating or modulated current, generated by the current transformer 85, on the line 62 which connects the panels, this alternating or modulated current being superimposed on the direct current of the line.
  • This alternating or modulated current can be modulated according to at least one parameter chosen from the amplitude, the frequency, the phase; it is also possible to modulate according to a combination of several of these parameters.
  • the logic circuit 100 for example a microprocessor or microcontroller
  • a transistor 103 eg MOSFET
  • This impedance variation can be modulated according to at least one parameter chosen from the amplitude, the frequency, the phase, or in a combination of two or three of these parameters.
  • the communication between the device and the central node 70 is via a wireless communication module 101.
  • the fifth embodiment is combined with a modulated communication mode on the line.
  • Said central node 70 comprises a microprocessor. As described above, it receives information from each MC 80 device.
  • the MC 80 device can be used in several ways. We describe here an embodiment in which the method according to the invention is executed directly by the central node 70. In another embodiment, the central node 70 sends the information from each MC 80 device, possibly after a first treatment. to a remote computer machine that executes the remaining steps of the method.
  • the impedance of the installation at the communication frequency is known and stable.
  • Said elements and components having a high impedance to the communication frequency are in particular the panels themselves and the diodes.
  • Said capacitive element may be a capacitor.
  • FIG. 20 schematically shows the order of magnitude of the impedance as a function of the frequency of a type of capacitor which holds particularly well, with respect to the order of magnitude of the impedance of the elements and high impedance to the communication frequency.
  • FIG. 21 represents (on the right) the simplified equivalent electrical circuit of an installation 1 seen by a node 80 (on the right).
  • the impedance seen by the modem (the term “modem” here means the communication device 81, whatever its structural characteristics and its mode of operation) of a node 80 according to the mean impedance Z M c of the nodes 80, of the impedance Z H u B of the central node 70, the number n s of modules 80 in series in a groove 2 and the number n P of grooves 2 per inverter 20.
  • This estimate can be made according to the formula
  • n s is the number of modules in series
  • n P the number of modules in parallel
  • Z M the impedance of each MC module
  • Z modem MC the impedance seen by the modem of an MC module.
  • a capacitive element is positioned in parallel with the central node 70 and the modules 80 so that the impedances Z M c and Z HUB are known and stable.
  • the central node 70 after receiving the set of information, determines the state of the installation 1, or it sends the information to a remote computer that determines the state of the installation.
  • the central node 70 advantageously comprises a human-machine interface, which may comprise display means (screen, LED etc.).
  • This determination of the state of the installation 1 may comprise, for example:
  • the detection of a non-compliant or faulty panel 14 may occur during its installation in the installation 1 by simply measuring the power delivered by the panel in the conditions set by the standards. If the delivered power is lower than that guaranteed by the manufacturer, the installer can invoke the guarantee.
  • the present invention makes it possible to detect a faulty or non-conforming panel by statistical comparison with other panels of the same photovoltaic installation 1. This avoids a measurement under standardized conditions (as for example those defined in the IEC or STC standards) which are difficult to implement in a photovoltaic installation. This statistical comparison also makes it possible, if necessary, to modify the connection of the panels together in order to obtain more homogeneous striations; this improves the delivered power. b) Detection of panel degradation due to age
  • a photovoltaic panel may become non-compliant or failing after commissioning if the degradation of its performance is greater than that guaranteed by the manufacturer.
  • the detection of a non-conforming panel can not be done by direct measurement of the power delivered under the conditions defined in the standards because the panel is subject to the conditions of the installation. Nevertheless this detection is possible:
  • the temperature of a panel has a direct influence on the maximum power that can be delivered.
  • the effect of temperature also depends on the panel technology. For example, the current-voltage characteristic of a thin film module is more inflected and the influence of temperature on performance is less than for crystalline technology.
  • the IEC and STC standards specify the performance of the panels when operating at a temperature of 25 ° C.
  • the actual temperature in the facility fluctuates with the time of day and the season.
  • the calculation of the actual performance of the panel must take into account these conditions.
  • panels with the same efficiency at 1000 W / m 2 may have disparities at lower or higher sunlight. These disparities mean that the inverter will not be able to make each panel work in its maximum power which results in a loss of efficiency of the installation.
  • the panels require regular maintenance of 1-2 times a year which consists mainly of cleaning the glazed face. In the absence of this maintenance, the performance of the panels deteriorates and disparities may appear.
  • each MC 80 device can be used to detect the theft of the panels.
  • the installation 1 may comprise one or more accelerometers, preferably one per panel.
  • the MC 80 device can detect the cut of a line that occurs in case of theft of a panel.
  • the photovoltaic installation 1 comprises a panel flight detection system, said system comprising either, for each panel, a device capable of detecting an inclination or acceleration of said panel, or a means for detecting at level of a panel that the power line that connects to a panel is cut, or a device for monitoring the impedance of the installation 1 and / or the rate of change of said impedance.
  • the inverters 20, 21, 22 make the panels work in the maximum power point, typically using an MPPT (Maximum Power Point Tracker) algorithm, known as such.
  • MPPT Maximum Power Point Tracker
  • a photovoltaic panel with a strongly nonlinear I f (U) characteristic, the electric power it will deliver under a given light depends on the load; this is illustrated in FIG. 9.
  • a MPPT controller makes it possible to control the static converter connecting the load (for example the electrical distribution network or a battery) and the photovoltaic panel so as to permanently provide the maximum power.
  • the device MC 80 makes it possible to check whether the working point of the different striations is different and thus to identify non-optimum operating points or elements of the installation (inverters, diodes, etc.) that fail. It can trigger an alarm and / or communicate the information to the computer machine.
  • streaks 2 can be paralleled to increase the input current to the inverter.
  • a problem of disparities between panels, a failing panel or a shadow zone can cause a stripe to work outside its maximum power and even if it does not work at all if the stripping voltage of the stripe is not greater than the working tension of the other striations. h) Detection of a malfunction on a streak
  • the device MC 80 makes it possible to detect the yield drop on a streak 2.
  • the partial loss of a panel is seen by the inverter as a power variation of ⁇ / ( ⁇ * ⁇ ).
  • ⁇ * ⁇ a loss of 20% of a panel connected in series to 50 other panels represents a loss of 0.4% on the power at the input of the inverter.
  • An underperforming panel can then cause a loss of power below the only detectability of the inverter and thus go unnoticed.
  • the device according to the invention allows individual monitoring of the panels with better sensitivity. In addition, real-time monitoring can predict conditions in which the streak is completely unused.
  • FIG. 10 (a) shows an installation 1 comprising two streaks: a streak S 2 composed of normally-performing panels (represented by a voltage at the terminals of 20 V), and a streak Si composed of four normally-efficient panels (terminal voltage 21 V) and a failed panel 14 (voltage across ⁇ 1 V); this underperformance does not cancel the streak.
  • a streak S 2 composed of normally-performing panels (represented by a voltage at the terminals of 20 V)
  • a streak Si composed of four normally-efficient panels (terminal voltage 21 V) and a failed panel 14 (voltage across ⁇ 1 V); this underperformance does not cancel the streak.
  • Figure 10 (b) shows an installation 1 having two striations Si and S 2 each having five panels in series.
  • a panel 13 is faulty, it provides only 12 V while the other panels of this streak provide 21.5 V.
  • V1 ⁇ V 2 , 0 and 1 2 > 0.
  • the state of the installation 1 can be communicated externally in real time or stored on an internal memory.
  • the communication module can be integrated into the inverter or installed independently.
  • Communication between the MC 80 and the central node 70 may be in a variety of ways, including not wireless communication and / or wired communication. In the latter case, the communication can be carried out using alternating currents that are superimposed on the DC current generated by the panel. However, there may be obstacles to this communication. A hybrid wired-wireless system can overcome these obstacles to communication (diodes, converters, inverters, etc.). As illustrated by way of example in FIG. 4, the communication may be at least partly wireless, using a transmitter / receiver 71 and another transmitter / receiver 72 on the other side, possibly up to a DC / DC signal converter which superimposes the signal to the direct current which goes from the streaks 2 to the inverter 20.
  • the MC 80 device can also be used to detect failures or faulty panels much finer than a conventional solution through the individual monitoring of the panels. In addition, it is able to trigger predictive maintenance by taking into account temporal notions.
  • FIG. Figures 1-1 to 16 describe in detail usable algorithms; benchmark numbers refer to action boxes (process steps) or decision boxes.
  • failure detection steps (1101, 1102, 1103, 1104, 1104, 1105) are performed.
  • step 1201 it is verified that a message is received per unit of time, and it is checked whether the device has carried out at least one measurement (step 1202). If so, it is checked whether the device has performed at least one stripe measurement (step 1206). If so, it is checked whether the device has performed at least one measurement per panel (step 1208). If so, the method is continued with step 1102. If no measurement has been received at step 1202, step 1203 is checked whether there is stored energy in the modules. If this is the case, we see in step 1205 the presence of a problem of the installation.
  • step 1204 it is verified in step 1204 the presence of sufficient lighting (in particular it is checked whether the sun is raised), for example with the aid of an appropriate measuring device 87 integrated in the MC 80 device or in the central node, or by meteorological data. If the lighting is sufficient, it is found in step 1205 the presence of a problem of the installation. If the illumination is insufficient, a new measurement is triggered, possibly after a delay, in step 1201. Optionally but advantageously, if in step 1206 the device has not carried out at least one stripe measurement, there is 1207 the presence of a wiring problem or panel theft.
  • step 1208 if in step 1208 the device has not performed at least one measurement per panel, it is found that 1209 the panel or MC device is defective and 1210 is identified said panel and said device as suspect. Steps 1209 and 1210 can possibly be done in one step.
  • the indicated order of steps 1202 to 1210 corresponds to the best embodiment, but it can be switched.
  • characteristic parameters of the elements are calculated for the different levels of the installation 1 (lines, streaks, panels). These characteristic average parameters can be calculated from numerical methods (eg average, mean squared value, etc.), statistics (eg median, mode) or a combination of two (for example, an average of atypical values).
  • numerical methods eg average, mean squared value, etc.
  • statistics eg median, mode
  • a combination of two for example, an average of atypical values.
  • n represents the number of panels connected in series to form a streak 2
  • I represents the number of input lines to the inverters of the installation
  • thresholds of acceptability can be determined.
  • the panels with atypical values are thus identified in order to optimize the energy produced by the installation 1.
  • the indicated order of the steps 1301, 1302, 1303 and 1304 corresponds to the best embodiment, but these four steps can be switched. .
  • a third step 1103 an electrical check is made at a streak.
  • An algorithm that is suitable for this step is shown in FIG. 14.
  • the characteristic average parameters for the installation 1 are calculated: ⁇ I kji panels ⁇ , ⁇ I kj stries ⁇ , ⁇ I k li9nes ⁇ , ⁇ V kji panels ⁇ , ⁇ V kj strieE ⁇ , ⁇ V k li9nes ⁇ where the values between braces ⁇ denote representative values (such as, for example, an average) identified in Figure 14 by two horizontal bars.
  • a second step 1402 is compared for each streak the average value characteristic of the streak with that of the installation:
  • a fourth step 1104 an electrical check is made at the panel.
  • An appropriate algorithm for this step is shown in Figure 15.
  • Step 1104 is performed for several panels, and preferably with all the panels of the installation.
  • 1503 for each panel 10, 11, 12 is compared with the characteristic average value with that of the installation 1, by checking whether the condition
  • I * n panneam panel is panel _ t ⁇ s * r ⁇ i panel
  • K T ⁇ T kji panel ⁇ ⁇ T kji panel ⁇ K 10 * ⁇ T kji panel ⁇ (with K 9 , K 10 f (T)) is filled.
  • Steps 1504 and 1505 can be reversed.
  • a thermal verification of the installation 1 is carried out.
  • a solar panel dissipates a thermal power directly linked to the irradiated power and the electric power produced.
  • the irradiated power can vary according to several factors, such as: the misalignment of the panel, the presence of a shading area, a weather change; this also modifies the electric power produced.
  • yield losses can be identified. These losses are specified by the panel manufacturer and in most cases are warranted during the life of the panel. According to the invention, the device MC 80 can thus be used to determine if panels could be eligible for this guarantee.
  • T panel is * tr paneli D panel ⁇ ⁇ s * / rj panneam kji ⁇ ⁇ 'kji / and k ji ⁇ f ⁇ i2 ⁇ r kji ⁇ are filled. If this is the case, there is a 1602 problem which may be related to the shading or orientation of a panel, and in any case the process is continued to step 1603. At step 1603, it is checked whether the condition
  • step 1604 a panel has a possible problem related to its cooling, and in any case continues the process to step 1605 where a report is generated.
  • the indicated order of these three steps corresponds to the best embodiment, but these steps can be switched.
  • Predictive maintenance makes it possible to anticipate future failures or yield losses. It can also be used to monitor the evolution of panels over time and to verify that the evolution is in accordance with the manufacturer's specifications. For this predictive maintenance, the central node 70 can use statistical and temporal notions.
  • FIG. 18 shows a fault prediction algorithm that can be used to carry out the predictive maintenance steps.
  • step 1801 the difference between the power produced by the entire installation ⁇ P kji and the theoretical power P ref for the entire installation 1 is calculated.
  • step 1809 the difference between the power P kji of a panel and the average of the power of the panels ⁇ P k ji ⁇ of the installation 1 is calculated. For this purpose, it is checked whether the condition P kji panel
  • This derivative which expresses the rate of degradation of the panel, can be calculated by taking the variations over a given period (day, month, year, etc.), on the basis of the following equation (where the parameters in parentheses ⁇ > signify average characteristic values):
  • steps 1801 and 1803 are an implementation of step 1106, steps 1805 and 1807 implement step 1107, and steps 1809 and 1811 implement step 1108.
  • steps 1801, 1803, 1805, 1807, 1809 and 181 1 corresponds to the best embodiment, but these six steps can be switched.
  • the MC 80 device according to the invention may further comprise other measuring devices 87 such as an accelerometer and appropriate algorithms for detecting the theft of a panel.
  • the accelerometer makes it possible to detect a possible change of inclination of the panel; it advantageously comprises a battery and a wireless communication system in order to be able to transmit the alarm in case of disconnection to the central node 70.
  • the MC device may incorporate active locking systems (such as a transistor) in place of the blocking diodes; this helps reduce losses.
  • active locking systems such as a transistor
  • the MC 80 devices according to the invention can comprise an emergency cut-off system of the panel, in order to allow it to be separated from the panel network, by example in case of fire.
  • said emergency cut-off system short-circuits the panel in the event of a break in the line that connects it to other panels, or following a command from the central node 70.
  • This cutoff makes it possible to keep panel panel voltage close to zero volts, reducing the risk of electrocution.
  • this safety function can be achieved by replacing the protection diode 30, 31 with a transistor.
  • the MC 80 devices according to the invention may also comprise an electrical protection element of the panel, such as a diode or a transistor, advantageously in the form of a bypass diode.
  • an electrical protection element of the panel such as a diode or a transistor, advantageously in the form of a bypass diode.
  • the device 80 can be used to measure and verify the operating thresholds of the inverter.
  • an inverter can be specified to operate with input voltages ranging from 400 to 800V but not start from 450V. In low sunlight conditions with a voltage of 400-450V, the installation could not produce power.
  • the central node 70 may incorporate an external communication module (GPRS type) and serve as a communication center for other elements of the installation (e.g. inverters) through a communication port.
  • GPRS global positioning system

Abstract

Procédé pour surveiller le fonctionnement d'une installation photovoltaïque (1) comportant une pluralité de P panneaux photovoltaïques (10,11,12) raccordés en série et/ou en parallèle, N des panneaux photovoltaïques raccordés en série formant au moins une strie (2), avec P ≥ N, et ladite installation (1 ) étant destinée à être raccordée à au moins un onduleur (20, 21,22), et ladite installation (1 ) comprenant au moins un dispositif dit dispositif de mesure et de communication (80) comportant un circuit logique (50, 100), tel qu'un microcontrôleur ou microprocesseur, un dispositif apte à mesurer la tension (83), un dispositif de communication (81), ledit procédé comportant les étapes suivantes; (a) Vérification (étape 1101 ) de la présence des panneaux (10,11,12), (b) Vérification (étape 1102) de la cohérence des mesures, (c) vérification électrique (étape 1103) au niveau de la strie, (d) vérification électrique (étape 1104) au niveau du panneau.

Description

Dispositif et méthode pour détecter la performance de panneaux photovoltaïques Domaine technique de l'invention
L'invention concerne un dispositif et une méthode pour surveiller le fonctionnement d'une installation photovoltaïque, notamment pour détecter la performance de panneaux solaires photovoltaïques, et plus particulièrement une méthode permettant de surveiller, au sein d'un ensemble de panneaux solaires, la performance d'un groupe de panneaux connectés en série, ou la performance de chaque panneau individuellement. Etat de la technique
Un panneau photovoltaïque est un générateur d'électricité dont la courbe I = f(U) est fortement non linéaire. Par conséquent, pour un même ensoleillement, la puissance délivrée dépend de la charge. Comme montré de manière schématique sur la figure 9, si la charge fixée, la tension ou le courant a une valeur non optimale (trop grande ou trop faible), la puissance totale délivrée par le panneau sera sous-optimale, indépendamment des conditions d'ensoleillement. Ce problème est exacerbé lorsque l'on met plusieurs panneaux en série ou en parallèle pour augmenter le courant ou la tension d'entrée à l'onduleur.
Une installation photovoltaïque, comprenant une pluralité de modules ou panneaux photovoltaïques et au moins un onduleur, doit donc être optimisée pour fournir un rendement maximum. Ce rendement dépend de nombreux facteurs liés à l'état des panneaux et à l'ensoleillement, mais il dépend aussi d'effets synergétiques. En effet, un onduleur, qui dessert le plus souvent une pluralité de panneaux mis en série et/ou en parallèle, est en général réglé pour faire travailler les panneaux au point de puissance maximal. Toute disparité entre la puissance des différents panneaux, et surtout la défaillance d'un panneau ou une zone d'ombre localisée, peut perturber le fonctionnement de l'ensemble des panneaux reliés au même onduleur. Plus précisément, ces disparités font que l'onduleur ne sera pas capable de faire travailler chaque panneau à son point de fonctionnement optimal ; certains panneaux ne seront donc pas capables de délivrer leur maximum de puissance électrique, ce qui se traduira par une perte d'efficacité de l'ensemble de l'installation.
Les causes de disparité entre panneaux sont multiples. On sait par exemple que les panneaux photovoltaïques se dégradent avec le temps, comme montré de manière schématique sur la figure 5. Ils peuvent perdre jusqu'à 20% de leur efficacité initiale en fin de vie. Cette perte de rendement est difficilement mesurable sur un panneau en service car les composants des installations, eux aussi, évoluent pendant la durée de vie des panneaux. Cette dégradation est plus marquée sur les panneaux en technologie de couches minces. A titre d'exemple, un panneau en silicium amorphe possède en début de vie une puissance d'environ 115 % à 120 % de sa puissance nominale (zone A). On observe une atténuation rapide (zone B), puis, sous l'effet d'un recuit de la matière active, une stabilisation autour de la puissance nominale (zone C); on observe également des fluctuations saisonnières (E = été, H = hiver). Les fabricants garantissent typiquement un rendement de l'ordre de 80 % à 90 % de la valeur nominale au bout de 10 ans de service, mais le rendement continue à baisser (zone D). Si la dégradation du panneau dans le temps est plus importante que celle garantie par le fabricant, ou suite à un endommageaient accidentel, le panneau peut être considéré comme défaillant. La détection d'un panneau défaillant au sein d'une installation est difficile selon l'état de la technique ; elle ne peut pas se faire par la mesure directe de la puissance délivrée dans les conditions normalisées car le panneau est intégré dans une installation. Elle est possible par comparaison avec un panneau de référence soumis aux mêmes conditions d'ensoleillement et de température, et par des méthodes statistiques en comparant avec les autres panneaux de l'installation soumis aux mêmes conditions d'ensoleillement et de température. La dégradation de la performance d'un panneau peut aussi être temporaire, et liée par exemple à sa température. La température a une influence directe sur la puissance maximale que le panneau peut délivrer. La figure 6 montre la courbe de puissance pour plusieurs températures d'un même panneau photovoltaïque. Cette influence de la température sur la puissance dépend aussi de la technologie des cellules photovoltaïques du panneau. Par exemple, la caractéristique courant - tension d'une cellule en couche mince (semi-conducteur amorphe) est plus infléchie, moins carrée que pour une cellule en semi-conducteur cristallin, et l'influence de la température sur la performance est donc moindre. Les normes internationales (par exemple IEC et STC) spécifient le rendement des panneaux pour une température de 25°C. Or, la température réelle du panneau dans l'installation fluctue avec l'heure de la journée et avec la saison. Pour la plupart de cellules cristallines, la diminution du rendement est en moyenne de l'ordre de - 0,50% par °C.
La performance d'un panneau dépend aussi fortement de l'ensoleillement et du type de panneau. Elle est normalisée selon les normes CEI pour un ensoleillement moyen de 1000 W/m2, mais l'ensoleillement reçu par le panneau dépend de la latitude de l'installation, de son orientation, et des conditions météorologiques. La figure 7 montre la puissance délivrée par un panneau cristallin typique en fonction de l'intensité de la lumière à température constante.
On sait que des panneaux avec le même rendement à 1 000 W/m2 peuvent présenter des disparités à plus faible ou plus fort ensoleillement. La figure 8 montre la dépendance de l'efficience avec l'ensoleillement pour 9 modules du commerce.
Dans le but de pouvoir comparer différents produits, la Commission Electrotechnique Internationale (CEI, en anglais IEC) a publié des normes qui portent sur les performances électriques (CEI 61 215 pour les modules cristallins, CEI 61 646 pour les modules en couche mince) et sur les aspects de sécurité des modules (CEI 61 730). Ces normes sont devenues des normes européennes. Elles préconisent la mesure du rendement dans les conditions standards suivantes :
• Ensoleillement de 1 000 W/m2 selon une répartition spectrale AM 1.5 définie dans la norme ASTM E 892-87 ;
· Température 25°C.
La puissance nominale d'un panneau suit une distribution quasi-normale (quasi- gaussienne) ; par rapport à une distribution normale, on observe une augmentation de l'occurrence de puissances anormalement basses dues aux défauts de fabrication et à l'endommagement lors du transport et de la manipulation. La puissance garantie par le fabricant est généralement inférieure à la valeur réelle initiale (entre 0 et 10%) afin de minimiser le nombre d'exemplaires qui peuvent être considérés comme défectueux, mais elle peut aussi être supérieure (généralement entre 0 et 3%). La puissance nominale de l'installation peut ainsi être estimée, ce qui permet le dimensionnement des autres éléments de l'installation (onduleur/s, câblage, éléments de surveillances, etc.).
Une autre cause de la dégradation de la performance d'un panneau peut être liée à sa mauvaise maintenance. En particulier, la face vitrée, exposée au soleil, doit être nettoyée régulièrement. Par ailleurs, le vol de panneaux perturbe également le fonctionnement des installations photovoltaïques.
Pour toutes ces raisons, il serait donc souhaitable de pouvoir détecter de manière aussi simple que possible la défaillance d'un panneau individuel ou d'un groupe de panneaux au sein d'une installation photovoltaïque.
Les documents US 2009/0140715 et WO 2008/132553 (Solaredge, Ltd.) décrivent un système de régulation pour une installation photovoltaïque dans lequel chaque panneau photovoltaïque est doté d'un circuit spécifique qui surveille le point de maximum de puissance et qui, en cas de besoin, ajuste le courant ou la tension fourni par le panneau pour que ce point de maximum de puissance soit atteint. Ce dispositif est très performant mais assez complexe.
Le document EP 0 978 884 A1 (Canon) décrit un panneau solaire photovoltaïque pourvu d'un dispositif électronique doté d'une unité de mémoire qui enregistre des données de fonctionnement électrique pour chaque strie (groupe de panneaux connectés en série). Le document WO 01/24345 (ABB) décrit un système de surveillance de la performance d'un système de génération d'énergie. Le document WO 2009/098729 (Merola) décrit un système d'antivol pour des panneaux solaires photovoltaïques.
Certains de ces systèmes sont très complexes, et aucun ne remplit la totalité des fonctions souhaitées. La présente invention présente une méthode pour détecter la performance de panneaux photovoltaïques qui est basée sur un dispositif très simple.
Objet de l'invention
L'objet de l'invention est un procédé pour surveiller le fonctionnement d'une installation photovoltaïque comportant une pluralité de P panneaux photovoltaïques raccordés en série et/ou en parallèle, N des panneaux photovoltaïques raccordés en série formant au moins une strie, avec P≥ N, et ladite installation étant destinée à être raccordée à au moins un onduleur, et ladite installation comprenant au moins un dispositif dit « dispositif de mesure et de communication » (dispositif MC) comportant un circuit logique (tel qu'un microcontrôleur, un microprocesseur ou un circuit logique programmable), un dispositif apte à mesurer la tension, un dispositif de communication et éventuellement d'autres dispositifs aptes à mesurer le courant, la température, l'inclinaison ou l'accélération,
ledit procédé comportant les étapes suivantes :
(a) Une vérification de la présence des panneaux,
(b) Une vérification de la cohérence des mesures,
(c) Une vérification électrique au niveau de la strie,
(d) Une vérification électrique au niveau du panneau,
(e) optionnellement une vérification thermique,
(f) et optionnellement en plus une ou plusieurs étapes visant la prédiction de pannes au niveau de l'installation.
Dans ce procédé, l'étape (a) comprend les étapes suivantes :
(a 1 ) vérification si un message a été reçu par unité de temps avec une mesure ; (a2) si la vérification à l'étape (a1) indique qu'au moins une mesure a été effectuée : vérification si ledit dispositif MC a effectué au moins une mesure par strie ;
(a3) si la vérification à l'étape (a2) indique qu'au moins une mesure a été effectuée par strie : vérification si ledit dispositif MC a effectué au moins une mesure par panneau ;
(a4) si la vérification à l'étape (a3) indique qu'au moins une mesure a été effectuée par panneau : poursuite du procédé avec l'étape (b) ;
(a5) si aucune mesure n'a été effectuée à l'étape (a1 ) : vérification s'il y a de l'énergie stockée dans les modules ;
(a6) si la vérification à l'étape (a5) indique qu'il y a de l'énergie stockée dans les modules : constat de la présence d'un problème de l'installation ;
(a7) si la vérification à l'étape (a5) indique qu'il n'y a pas d'énergie stockée dans les modules : vérification de la présence d'un éclairage suffisant ;
(a8) si la vérification à l'étape (a7) indique que l'éclairage est suffisant : constat de la présence d'un problème de l'installation ;
(a9) si la vérification à l'étape (a7) indique que l'éclairage est insuffisant : déclenchement, éventuellement après une temporisation, d'une nouvelle mesure au début de l'étape (a).
Un autre objet de l'invention est une installation photovoltaïque comportant une pluralité de P panneaux photovoltaïques raccordés en série et/ou en parallèle, N des panneaux photovoltaïques raccordés en série formant au moins une strie, avec P≥ N, et ladite installation étant raccordée à au moins un onduleur, et ladite installation comprenant au moins un dispositif dit dispositif de mesure et de communication comportant un circuit logique (tel qu'un microcontrôleur, un microprocesseur ou un circuit logique programmable), un dispositif apte à mesurer la tension, un dispositif de communication et éventuellement d'autres dispositifs aptes à mesurer le courant, la température, l'inclinaison ou l'accélération, et ladite installation comportant en outre un nœud central qui peut être un microprocesseur ou une machine informatique, ainsi qu'un dispositif de communication entre ledit dispositif de mesure et de communication et ledit nœud central, et dans laquelle est exécuté ledit procédé pour surveiller le fonctionnement de ladite installation photovoltaïque.
Ladite installation photovoltaïque est caractérisée en ce que la communication entre ledit dispositif de mesure et de communication et ledit nœud se fait de manière filaire en utilisant des courants alternatifs qui se superposent au courant continu généré par les panneaux photovoltaïques.
La communication entre ledit dispositif MC et ledit nœud peut se faire par un système de communication filaire qui utilise avantageusement le câblage électrique de l'installation photovoltaïque, par un système de communication sans fil ou par un système de communication hybride filaire - sans fil. Dans ce dernier cas, une partie de la communication se fait à travers une liaison sans fil en utilisant un émetteur - récepteur sans fil qui échange des signaux avec un convertisseur qui superpose un signal au courant direct qui va des stries vers le nœud; cette communication peut être bidirectionnelle. Ledit système hybride filaire - sans fil contourne des barrières à la communication par courants alternatifs, qui sont par exemple représentées par des dispositifs de blocage du courant présents dans l'installation. Description des figures
La figure 1 montre de manière schématique la numérotation des panneaux dans une installation photovoltaïque selon l'invention.
La figure 2 montre de manière schématique un dispositif de mesure et communication selon l'invention, installé à coté de la boîte de jonction.
La figure 3 montre un schéma simplifié d'un dispositif de mesure et de communication selon l'invention pour cinq modes de réalisation différents.
La figure 4 montre de manière schématique une installation photovoltaïque selon l'invention avec une communication hybride filaire-sans fils entre le dispositif de mesure et de communication et le nœud central.
La figure 5 montre de manière schématique l'évolution typique du rendement dans le temps pour un module de couche mince.
La figure 6 montre des courbes de courant - tension normalisées pour plusieurs températures pour un panneau typique à un ensoleillement constant de 1000W/m2.
La figure 7 montre des courbes de courant-tension normalisés pour plusieurs niveaux d'ensoleillement pour un panneau typique à une température constante de 25°C.
La figure 8 montre le rendement de conversion en fonction de l'ensoleillement pour 9 modules différents. (Cette figure provient de l'internet : J.A. Eickelboom et M.J. Jansen, Characterisarion of PV Modules of New Générations, ECN-C-00-067, juin 2000, http://www.siamgpi.com/download/PV%20Systems%20Test.pdf).
La figure 9 illustre la définition du point de fonctionnement optimal dans un panneau photovoltaïque. Elle montre trois points de fonctionnement pour un même panneau photovoltaïque. Le point (VmP, lmp) correspond au maximum de puissance que le panneau peut délivrer. Les deux autres correspondent aux points non optimaux dus à un algorithme MPPT (de l'anglais Maximum Power Point Tracker) défaillant.
La figure 10 montre deux exemples de dysfonctionnement d'un panneau dans une strie de panneaux dans une installation selon l'invention, ces dysfonctionnements pouvant être détectés par le procédé selon l'invention :
(a) Le panneau défaillant produit une tension réduite : cela n'entraine pas l'annulation de la strie.
(b) Le panneau défaillant produit une tension très réduite, ce qui entraîne l'annulation de la strie.
La figure 11 montre le procédé d'analyse des données selon l'invention.
La figure 12 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la vérification de la présence des panneaux et modules M&C.
La figure 13 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la vérification de la cohérence des mesures.
La figure 14 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la vérification au niveau de la strie.
La figure 15 montre le digramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la vérification au niveau du panneau.
La figure 16 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la vérification thermique.
La figure 17 montre la distribution de la puissance des panneaux.
La figure 18 montre le diagramme logique d'un mode de réalisation avantageux de la maintenance préventive.
La figure 19 montre un dispositif de mesure et communication selon l'invention.
La figure 20 illustre l'ordre de grandeur des impédances de certains éléments de l'installation par rapport à celle d'un élément capacitif mis en parallèle de ces éléments de l'installation, dans un mode de réalisation particulier de l'invention.
La figure 21 représente (à droite) le circuit électrique équivalent simplifié de l'installation (à gauche) selon un mode de réalisation.
Liste des repères utilisés sur les figures :
1 Installation photovoltaïque 83 Dispositif de mesure de la tension
2 Strie 84 Transformateur de tension
10,1 1 ,12,13,14 Panneau photovoltaïque 85 Transformateur de courant
20,21 ,22 Onduleur 86 Dispositif de mesure de la température
30,31 Diode by-pass 87 Autre dispositif de mesure 40,41 ,42 Diode de blocage 88 Convertisseur analogique - digital
50 Circuit logique 89 Alimentation base tension
60,61 ,62,63,64 Lignes électriques 90 Boîte de jonction
70 Nœud central 100 Circuit logique
71 ,72 Emetteur / récepteur 101 Emetteur / récepteur sans fil
80 Dispositif de mesure et de 102 Multiplexeur analogique
communication
81 Dispositif de 103 Transistor
communication
82 Dispositif de mesure du 104 Impédance
courant
Les repères à quatre chiffres désignent des étapes de procédé.
Description détaillée de l'invention
Selon l'invention, le problème est résolu par l'utilisation d'un dispositif de mesure et de communication (« dispositif MC ») 80 qui comporte un circuit logique, 50,100, un dispositif apte à mesurer le courant 82, un dispositif apte à mesurer la tension 83, et un dispositif de communication 81. Ledit circuit logique 50,100 peut être un microcontrôleur, microprocesseur, un circuit logique programmable (tel qu'un FPGA (field-programmable gâte array)). Ledit circuit logique 50 comprend avantageusement les circuits électroniques nécessaires pour faire les acquisitions de données (par exemple un convertisseur analogique - digital).
Nous appelons ici « panneau solaire » 10,11,12 ou « panneau » un panneau solaire photovoltaïque comprenant au moins une cellule photovoltaïque (ou « cellule »). Le plus souvent, un panneau (appelé aussi « module ») réunit une pluralité de cellules photovoltaïques, mises en série et/ou en parallèle ; il les protège également contre les intempéries grâce à une encapsulation imperméable.
Une « installation photovoltaïque » 1 au sens de la présente invention comprend une pluralité de P panneaux 10,11,12 raccordés en série et/ou en parallèle. Les N panneaux raccordés en série forment une « strie » 2. Chaque panneau, chaque ensemble de panneaux et/ou chaque installation photovoltaïque peut comporter une ou plusieurs diodes de protection (appelées en anglais « bypass ») 30,31. Deux ou plusieurs stries peuvent être connectées en parallèle, et dans ce cas, le raccordement se fait à travers des dispositifs 40,41, 42 dits « dispositifs de blocage du courant ».Une strie 2 ou un ensemble de M stries mises en parallèle peut être connecté à un onduleur ou à un convertisseur intermédiaire, qui a généralement comme but d'augmenter la tension, afin de réduire les pertes ohmiques lors du transport de l'électricité, et ou de la rendre compatible aux exigences des dispositifs censés consommer cette électricité. Et finalement, un ou plusieurs (L) onduleurs 20,21,22 peuvent être utilisés pour convertir le courant continu en sortie des panneaux 10,11,12 en courant alternatif. Lesdits dispositifs de blocage du courant 40,41 ,42 dispositif de blocage peuvent être des dispositifs passifs, tel qu'une diode, ou des systèmes actifs comprenant au moins un transistor. En ce qui concerne le moyen de blocage du courant 40 qui se situe entre le dernier panneau (panneau Im1 sur la figure 1 ) d'une strie 2 et l'onduleur 22 auquel ladite strie 2 est raccordée, on préfère qu'il soit un dispositif actif, car cela permet de diminuer les pertes de courant et donc le réchauffement du moyen de blocage 40, ce qui diminue le risque d'incendie.
Le nombre total de panneaux 10,11 ,12 d'une telle installation 1 est donc P = N * M * L. Dans cette installation telle que représentée schématiquement sur la figure 1 , P, représente tous les panneaux compris dans une même strie, et Pkji représente le i-ème panneau dans la j-ème strie du k-ème onduleur, sachant que i va de 1 à N, j de 1 à M et k de 1 à L.
Chaque panneau 10,11,12 comprend au moins deux bornes, une borne positive et une borne négative. Ces bornes doivent être reliées à des lignes électriques. Cette liaison se fait l'aide de moyens de raccordement tel qu'un bornier de raccordement, qui se trouvent avantageusement dans un boîtier étanche appelé boîte de jonction 90. Ainsi, dans un mode de réalisation avantageux de l'invention, chaque panneau 10,11 ,12 dispose de sa propre boîte de jonction 90 qui abrite des moyens de raccordement. Les moyens de raccordement couramment utilisés, notamment les borniers mécaniques, peuvent engendrer des mauvais contacts conduisant à réchauffement du contact électrique ; cela engendre un risque d'incendie. Ainsi, dans un mode de réalisation particulier de l'invention, chaque boîte de jonction 90 comprend un système pour détecter un incendie dans la boîte de jonction 90 des panneaux, ledit système exploitant la mesure de la température dudit dispositif de mesure et de communication 80 et/ou le taux de changement de cette température.
Des dispositifs de mesure et de communication 80 selon l'invention sont décrits schématiquement sur les figures 3, 4 (insert en bas à droite) et 19. Chaque dispositif de mesure et de communication 80 comprend au minimum un circuit logique 50 ou 100, tel qu'un microprocesseur ou un microcontrôleur, un dispositif de mesure de la tension 83, un dispositif de mesure du courant 82 et un dispositif de communication 81. Il peut comprendre en outre, comme montré sur la figure 19, un dispositif de mesure de la température 86, un ou plusieurs dispositifs de mesures 87 d'autres paramètres physiques ou chimiques, et notamment de l'ensoleillement (par exemple un luxmètre), l'inclinaison ou l'accélération, et peut comprendre en outre un multiplexeur 102 et une alimentation basse tension 89.
Selon l'invention, chaque dispositif MC 80 peut surveiller un panneau ou un ensemble de panneaux, par exemple une strie 2 (comme cela est montré sur la figure 4). Il peut être intégré au panneau 10,11,12, à la boite de jonction 90 ou installé indépendamment. Son intégration peut intervenir lors de la fabrication des éléments de l'installation (panneaux, boite de jonction, diodes etc.), lors du montage de l'installation ou plus tard avant ou après la mise en service de l'installation 1. Il peut être installé dans toutes les installations comportant plus d'un panneau quelque soit leur type (intégré au bâti, parc aux sol, etc), quelle que soit la taille de l'installation. Néanmoins, les algorithmes statistiques utilisés dans le dispositif selon l'invention offrent une plus grande utilité pour des installations d'une certaine taille (appelées parfois « fermes solaires »). La figure 2 montre un dispositif MC 80 installé proche d'une boite de jonction 90.
Selon l'invention, chaque dispositif MC 80 peut mesurer des paramètres servant à déterminer l'état et la performance des panneaux 10,11 ,12. Les principaux paramètres mesurés sont la tension et le courant des panneaux. Ils peuvent comprendre : la tension de la strie, le courant de ligne, la chute de tension dans les diodes ; la température locale, la température du dispositif, la température du panneau, la température des diodes, la température de tout autre élément de l'installation ; l'heure et la date ; l'ensoleillement, l'angle et orientation des panneaux, la vitesse et la direction du vent, les accélérations et/ou le présence d'un choc subi par le panneau (p. ex. pour détecter un vol). Chaque dispositif MC 80 peut incorporer une mémoire apte à stocker les données avant de les envoyer au nœud central 70, ainsi qu'une batterie pour pouvoir faire des mesures et/ou communiquer au cas où la tension de la ligne serait insuffisante (p. ex. la nuit, en cas de défaillances du panneau de la strie, en cas de vol etc.).
Nous décrivons ici la transmission des données :
Chaque dispositif MC 80 envoie ses mesures à un nœud central 70 (qui peut être une machine informatique) par l'intermédiaire d'un dispositif de communication 81 , soit directement soit en passant par les dispositifs affectés à d'autres modules. La transmission des données peut être bidirectionnelle ou unidirectionnelle. Nous décrivons ici plusieurs modes de communication possibles : Dans un premier mode de réalisation, dit mode de réalisation « filaire avec modulation de tension », montré sur la figure 3 (a), le circuit logique (par exemple un microcontrôleur ou microprocesseur) 100 contrôle l'émission d'une tension variable sur la ligne 60 qui relie des panneaux entre eux, cette tension variable étant superposée à la tension continue de la ligne. La tension variable peut être modulée selon au moins un paramètre choisi parmi l'amplitude, la fréquence, la phase ; on peut aussi moduler selon une combinaison de plusieurs de ces paramètres. Pour faire une adaptation d'impédance, un transformateur de tension 84 peut être utilisé. Dans un second mode de réalisation, dit mode de réalisation « filaire par modulation de courant avec impédance », montré sur la figure 3 (b), le circuit logique (par exemple un microcontrôleur 100 ou microprocesseur) contrôle l'émission d'un courant variable sur la ligne 61 qui relie les panneaux, ce courant étant superposé au courant continu de la ligne. Le courant variable peut être modulé selon au moins un paramètre choisi parmi l'amplitude, la fréquence, la phase ; on peut aussi moduler selon une combinaison de plusieurs de ces paramètres. Dans ce mode de réalisation, cette modulation est effectuée par un transistor 103, qui est commandé directement par le microcontrôleur 100, à l'aide d'une impédance 104 qui peut être capable de stocker de l'énergie électrique. Dans un troisième mode de réalisation, dit mode de réalisation « filaire par modulation de courant avec un transformateur », montré sur la figure 3 (c), le circuit logique 100 (par exemple un microprocesseur ou microcontrôleur) contrôle l'émission d'un courant alternatif ou modulé, généré par le transformateur de courant 85, sur la ligne 62 qui relie les panneaux, ce courant alternatif ou modulé étant superposé au courant continu de la ligne. Ce courant alternatif ou modulé peut être modulé selon au moins un paramètre choisi parmi l'amplitude, la fréquence, la phase ; on peut aussi moduler selon une combinaison de plusieurs de ces paramètres.
Dans un quatrième mode de réalisation, dit mode de réalisation « filaire par modulation d'impédance », montré sur la figure 3 (d), le circuit logique 100 (par exemple un microprocesseur ou microcontrôleur) fait varier le mode de fonctionnement d'un transistor 103 (p. ex. MOSFET) de la zone de saturation où l'impédance est très faible à la zone linéaire ou de saturation ou l'impédance est plus importante. Cette variation d'impédance peut être modulée selon au moins un paramètre choisi parmi l'amplitude, la fréquence, la phase, ou selon une combinaison de deux ou trois de ces paramètres. Dans un cinquième mode de réalisation, montré sur la figure 3 (e), la communication entre le dispositif et le nœud central 70 se fait par un module de communication sans fil 101. Dans un sixième mode de réalisation, montré schématiquement sur la figure 4, on combine le cinquième mode de réalisation (sans fils) avec un mode de communication par modulation sur la ligne.
Ledit nœud central 70 comprend un microprocesseur. Comme décrit ci-dessus, il reçoit les informations de chaque dispositif MC 80. Selon l'invention, le dispositif MC 80 peut être utilisé de plusieurs manières. Nous décrivons ici un mode de réalisation dans lequel le procédé selon l'invention est exécuté directement par le nœud central 70. Dans un autre mode de réalisation, le nœud central 70 envoie les informations provenant de chaque dispositif MC 80, éventuellement après un premier traitement, vers une machine informatique distante qui exécute les étapes restantes du procédé.
D'une manière générale, si la transmission des données passe par des fils de l'installation 1 qui transmettent du courant électrique, il est souhaitable que l'impédance de l'installation à la fréquence de communication soit connue et stable. A cette fin, il est avantageux de positionner au moins un élément capacitif en parallèle des éléments et composants présentant une forte impédance à la transmission d'un signal à la fréquence de communication (ladite communication s'effectuant par exemple par des courants alternatifs se superposant au courant continu généré par les panneaux photovoltaïques 10,11,12). Lesdits éléments et composants présentant une forte impédance à la fréquence de communication sont notamment les panneaux eux-mêmes et les diodes. Ledit élément capacitif peut être un condensateur. La figure 20 montre de manière schématique l'ordre de grandeur de l'impédance en fonction de la fréquence d'un type de condensateurs qui convent particulièrement bien, par rapport à l'ordre de grandeur de l'impédance des éléments et composants présentant une forte impédance à la fréquence de communication. Ce mode de réalisation est illustré de manière schématique sur la figure 21 qui représente (à droite) le circuit électrique équivalent simplifié d'une installation 1 vue par un nœud 80 (à droite). Dans un mode de réalisation, on estime l'impédance vue par le modem (le terme « modem » désigne ici le dispositif de communication 81 , quels que soient ses caractéristiques structurelles et son mode de fonctionnement) d'un nœud 80 en fonction de l'impédance moyenne ZMc des nœuds 80, de l'impédance ZHuB du nœud central 70, le nombre ns de modules 80 en série dans une strie 2 et le nombre nP de stries 2 par onduleur 20. Cette estimation peut être faite selon la formule
' modem MC ' MC (ns - l ) +
Figure imgf000015_0001
où ns est le nombre de modules en série, nP le nombre de modules en parallèle, ZM l'impédance de chaque module MC et Zmodem MC l'impédance vue par le modem d'un module MC.
Dans un mode de réalisation particulièrement avantageux, un élément capacitif est positionné en parallèle du nœud central 70 et des modules 80 afin que les impédances ZMc et ZHUB soient connues et stables. 1 ) Analyse de données en temps réel
Selon l'invention, le nœud central 70, après avoir reçu l'ensemble d'informations, détermine l'état de l'installation 1 , ou il envoie les informations vers une machine informatique distante qui détermine l'état de l'installation. Dans le premier cas, le nœud central 70 comporte avantageusement une interface homme - machine, qui peut comporter des moyens d'affichage (écran, LED etc.).
Cette détermination de l'état de l'installation 1 peut comprendre par exemple :
• L'estimation de la performance de l'installation 1 ;
• La détection d'un panneau défaillant ;
· La détection d'un panneau susceptible de ne pas être conforme aux spécifications du fabricant et dont la garantie du fabricant peut être appliquée ;
• La prédiction des panneaux défaillants et l'estimation de la vitesse de dégradation des performances avec le temps ;
• La détection des panneaux avec un coefficient de dégradation avec la température supérieur aux autres dans le but de faire appliquer la garantie fabricant ;
• La détection des disparités entre les panneaux de la même strie qui provoquent que les panneaux ne travaillent pas dans leur maximum de puissance ;
• La détection des disparités entre les stries connectées à un même onduleur qui provoquent que les panneaux ne travaillent pas dans leur maximum de puissance ; • La détection d'un ensemble de panneaux qui ne travaillent pas dans leur point maximum de puissance pour l'ensemble à cause de l'onduleur ;
• La détection de vol des panneaux.
Nous décrivons ici certaines de ces procédures en plus grand détail. a) Détection d'un panneau défaillant lors de son montage dans l'installation
La détection d'un panneau non conforme 13 ou défaillant 14 peut intervenir lors de son montage dans l'installation 1 par simple mesure de la puissance délivrée par le panneau dans les Conditions fixées par les normes. Si la puissance délivrée est inférieure à celle garantie par le fabricant, l'installateur peut invoquer la garantie. La présente invention permet de détecter un panneau défaillant ou non conforme par comparaison statistique avec d'autres panneaux de la même installation photovoltaïque 1. Cela évite une mesure dans des conditions normalisées (comme par exemple celles définies dans les normes IEC ou STC) qui sont difficiles à mettre en œuvre dans une installation photovoltaïque. Cette comparaison statistique permet également, le cas échéant, de modifier le branchement des panneaux entre eux afin d'obtenir des stries plus homogènes ; cela améliore la puissance délivrée. b) Détection de la dégradation d'un panneau à cause de l'âge
Un panneau photovoltaïque peut devenir non conforme ou défaillant après la mise en service si la dégradation de sa performance est plus importante que celle garantie par le fabricant. La détection d'un panneau non conforme ne peut pas se faire par mesure directe de la puissance délivrée dans les conditions définies dans les normes car le panneau est soumis aux conditions de l'installation. Néanmoins cette détection est possible :
• par comparaison avec un panneau de référence soumis aux mêmes conditions d'ensoleillement et température ;
• par l'utilisation de méthodes statistiques, en comparant la performance d'un panneau sélectionné avec celle des autres panneaux de l'installation soumis aux mêmes conditions d'ensoleillement et température ;
• par l'utilisation de méthodes d'analyses temporelles à partir des donnés historiques enregistrés pour l'installation 1. c) Dégradation à cause de la température
Comme indiqué ci-dessus, la température d'un panneau a une influence directe sur la puissance maximale que celui peut délivrer. L'effet de la température dépend aussi de la technologie du panneau. Par exemple, la caractéristique Courant-Tension d'un module couche mince est plus infléchie et l'influence de la température sur les performances est moindre que pour la technologie cristalline.
Les normes IEC et STC spécifient le rendement des panneaux quand ils opèrent à une température de 25°C. Or, la température réelle dans l'installation fluctue avec l'heure de la journée et la saison. Le calcul du rendement réel du panneau doit tenir compte de ces conditions.
La perte d'efficacité à cause de la température est en moyenne -0,50% par °C pour la plupart de modèles de cellules d) Dégradation à cause de l'ensoleillement et de l'orientation
Comme indiqué ci-dessus, des panneaux avec le même rendement à 1000 W/m2 peuvent présenter des disparités à plus faible ou plus fort ensoleillement. Ces disparités font que l'onduleur ne sera pas capable de faire travailler chaque panneaux dans son maximum de puissance ce qui se traduit par une perte d'efficacité de l'installation.
La mesure de la dépendance de l'efficience avec l'ensoleillement permet de faire une distribution de panneaux et/ou un raccordement de ces panneaux à l'onduleur optimisé. e) Dégradation liée à la maintenance
Les panneaux nécessitent une maintenance régulière de 1 à 2 fois par an qui consiste principalement à nettoyer la face vitrée. Faute de cette maintenance, la performance des panneaux se dégrade et de disparités peuvent apparaître.
Un système de mesure individuelle des panneaux permet de faire une maintenance optimisée. f) Détection de vol
Les panneaux solaires sont objet des nombreux vols, et les propriétaires des installations souhaitent souvent installer des systèmes de détection de vol et des alarmes.
Selon l'invention, chaque dispositif MC 80 peut être utilisé pour détecter le vol des panneaux. A cette fin, l'installation 1 peut comporter un ou plusieurs accéléromètres, de préférence un par panneau. Alternativement ou en plus de la détection par accéléromètre, le dispositif MC 80 peut détecter la coupure d'une ligne qui se produit en cas de vol d'un panneau. Ou encore, on peut détecter le vol d'un panneau par l'intermédiaire des dispositifs MC 80 des panneaux voisins, qui détectent la coupure de la ligne électrique qui reliait le panneau volé à l'installation 1.
Dans un mode de réalisation particulier, l'installation photovoltaïque 1 comprend un système de détection de vol de panneau, ledit système comprenant soit, pour chaque panneau, un dispositif capable de détecter une inclinaison ou une accélération dudit panneau, soit un moyen pour détecter au niveau d'un panneau que la ligne électrique qui le relie à un panneau est coupée, ou encore un dispositif de surveillance de l'impédance de l'installation 1 et/ou du taux de changement de ladite impédance.
g) Détection du dysfonctionnement d'un onduleur
Les onduleurs 20,21 ,22 font travailleur les panneaux dans le point de puissance maximale, typiquement en utilisant un algorithme MPPT (de l'anglais Maximum Power Point Tracker), connu en tant que tel. Un panneau photovoltaïque présentant une caractéristique I = f(U) fortement non linéaire, la puissance électrique qu'il délivrera sous un éclairage donné dépend de la charge ; cela est illustré sur la figure 9. Un contrôleur MPPT permet de piloter le convertisseur statique reliant la charge (par exemple le réseau de distribution électrique ou une batterie) et le panneau photovoltaïque de manière à fournir en permanence le maximum de puissance.
Selon l'invention, le dispositif MC 80 permet de vérifier si le point de travail des différentes stries est différent et d'ainsi repérer des points de fonctionnement non optimaaux ou des éléments de l'installation (onduleurs, diodes, etc.) défaillants. Il peut déclencher une alarme et/ou communiquer les informations à la machine informatique.
Plusieurs stries 2 peuvent être mises en parallèle pour augmenter le courant d'entrée à l'onduleur. Un problème de disparités entre panneaux, un panneau défaillant ou une zone d'ombre peut faire qu'une strie travaille en dehors de son maximum de puissance et même qu'elle ne fonctionne pas du tout si la tension à vide de la strie n'est pas supérieur à la tension de travail des autres stries. h) Détection d'un dysfonctionnement sur une strie
Selon l'invention, le dispositif MC 80 permet de détecter la baisse de rendement sur une strie 2. Sur une installation 1 avec N panneaux de puissance P par stries et M stries par onduleur, la perte partielle d'un panneau est vue par l'onduleur comme une variation de puissance de ΔΡ/(Μ*Ν). A titre d'exemple, une perte de 20% d'un panneau raccordé en série à 50 autres panneaux représente une perte de 0,4% sur la puissance à l'entrée de l'onduleur. Un panneau sous-performant peut alors entraîner une perte de puissance en dessous du seul de détectabilité de l'onduleur et donc passer inaperçue. Le dispositif selon l'invention permet une surveillance individuelle des panneaux avec une meilleure sensibilité. De plus, la surveillance en temps réel permet de prédire des conditions dans lesquelles la strie serait complètement inutilisée.
La figure 10 (a) montre une installation 1 comportant deux stries : une strie S2 composée de panneaux normalement performants (représentés par une tension aux bornes de 20 V), et une strie Si composée de quatre panneaux normalement performants (tension aux bornes 21 V) et d'un panneau 14 défaillant (tension aux bornes < 1 V) ; cette sous- performance n'annule pas la strie.
A titre d'exemple, si chacune des deux stries Si et S2 comporte vingt panneaux (la figure 10 (a) n'en montre que cinq), dont, pour la strie Si dix-neuf panneaux avec une tension aux bornes de 21 V et un avec une tension de 1 V, la tension totale aux bornes de la strie Si et de 19 * 21 V + 1 V = 400 V. Si la strie S2 comporte vingt panneaux fournissant chacun une tension de 20 V, la tension totale aux bornes de la strie S2 est de 20 * 20 V = 400 V. Dans cet exemple, l! < l2, > 0 et l2 > 0.
La figure 10(b) montre une installation 1 comportant deux stries S-i et S2 comportant chacune cinq panneaux en série. Dans la strie S-i, un panneau 13 est défaillant, il ne fournit que 12 V tandis que les autres panneaux de cette strie fournissent 21 ,5 V. La tension totale aux bornes de cette strie Si est de 4 * 21 ,5 V + 12 V = 98 V. La deuxième strie S2 comporte cinq panneaux fournissent chacun 20 V, soit un total de 5 * 20 V = 100 V. Dans cet exemple, V1 < V2, = 0 et l2 > 0. En effet, la diode de blocage 42 est polarisée en inverse, et la strie Si est inutilisée (h = 0).
2) Communication extérieure
L'état de l'installation 1 peut être communiqué à l'extérieur en temps réel ou stocké sur une mémoire interne. Le module de communication peut être intégrée à l'onduleur ou être installée indépendamment.
La communication entre le dispositif MC 80 et le n ud central 70 peut se faire de différentes manières, notamment pas une communication sans fil et/ou par une communication filaire. Dans ce dernier cas, la communication peut être réalisée en utilisant des courants alternatifs qui se superposent au courant continu généré par le panneau. Cependant, il peut y avoir des obstacles à cette communication. Un système hybride filaire-sans fils permet de contourner ces obstacles à la communication (diodes, convertisseurs, onduleurs, etc.). Comme illustré à titre d'exemple sur la figure 4, la communication peut être au moins en partie sans fil, en utilisant un émetteur / récepteur 71 et un autre émetteur / récepteur 72 de l'autre côté, éventuellement jusqu'à un convertisseur de signal DC/DC qui superpose le signal au courant direct qui va des stries 2 vers l'onduleur 20. Cette approche sera nécessaire dans le cas où le signal doit contourner un obstacle électrique, dans l'exemple de la figure 4 la diode by-pass 30, qui empêche d'utiliser la ligne électrique dès sa sortie du dispositif MC 80 comme ligne de signal : l'émetteur / récepteur 71 se situe dans ce cas en amont de la diode by-pass 30.
3) Détection et prédiction de pannes
Selon l'invention, le dispositif MC 80 peut aussi être utilisé pour détecter des pannes ou des panneaux défaillants de façon beaucoup plus fine qu'une solution classique grâce à la surveillance individuelle des panneaux. De plus, il est capable de déclencher la maintenance prédictive en prenant compte des notions temporelles.
Un procédé de traitement et d'analyse de données selon l'invention est montré sur la figure 1 1 . Les figures 1 1 à 16 décrivent en détail des algorithmes utilisables ; les numéros de repères désignent des boîtes d'action (étapes de procédé) ou de décision. Dans un premier temps, on effectue des étapes de détection des défaillances (1101 , 1102, 1103, 1104, 1104, 1105).
3a) Dans une première étape 1101 on vérifie la présence des panneaux ou modules. Un algorithme qui convient pour cette étape est montré sur la figure 12.
Dans cet algorithme qui débute à l'étape 1201 , on vérifie que l'on reçoive un message par unité de temps, et on vérifie si le dispositif a effectué au moins une mesure (étape 1202). Dans l'affirmative, on vérifie si le dispositif a effectué au moins une mesure par strie (étape 1206). Dans l'affirmative, on vérifie si le dispositif a effectué au moins une mesure par panneau (étape 1208). Dans l'affirmative, on poursuit le procédé avec l'étape 1102. Si aucune mesure n'a été reçue à l'étape 1202, on vérifie à l'étape 1203 s'il y a de l'énergie stockée dans les modules. Si cela est le cas, on constate à l'étape 1205 la présence d'un problème de l'installation. Si cela n'est pas le cas, on vérifie à l'étape 1204 la présence d'un éclairage suffisant (en particulier on vérifie si le soleil est levé), par exemple à l'aide d'un dispositif de mesure approprié 87 intégré dans le dispositif MC 80 ou dans le nœud central, ou encore par des données météorologiques. Si l'éclairage est suffisant, on constate à l'étape 1205 la présence d'un problème de l'installation. Si l'éclairage est insuffisant, on déclenche, éventuellement après une temporisation, une nouvelle mesure à l'étape 1201. De manière optionnelle mais avantageuse, si à l'étape 1206 le dispositif n'a pas effectué au moins une mesure par strie, on constate 1207 la présence d'un problème de câblage ou de vol de panneau. De manière optionnelle mais avantageuse, si à l'étape 1208 le dispositif n'a pas effectué au moins une mesure par panneau, on constate 1209 que le panneau ou le dispositif MC est défaillant et on identifie 1210 ledit panneau et ledit dispositif comme suspects. Les étapes 1209 et 1210 peuvent éventuellement se faire en une seule étape. L'ordre indiqué des étapes 1202 à 1210 correspond au meilleur mode de réalisation, mais il peut être permuté.
3b) Dans une seconde étape 1102 on vérifie la cohérence des mesures. Un algorithme qui convient pour cette étape est montre sur la figure 13.
En comparant les résultats des mesures Vkji avec des seuils prédéterminés Vmin 1301 et Vmax 1302 et les résultats des mesures lkji avec des seuils prédéterminés lmin 1303 et lmax 1304 (l'ordre dans lequel ces comparaisons sont effectuées n'importe pas), on peut repérer des mesures en dehors des plages attendues. En cas d'erreur, c'est-à-dire si l'une quelconque des conditions Vkji > Vmin, Vkji < Vmax, lkji > lmin, lkji < lmax n'est pas remplie, la mesure et le panneau est marqué comme suspect (boîte de décision 1305) pour en tenir compte dans les calculs postérieurs. Les seuils de comparaison peuvent tenir compte d'autres paramètres du système (température, heure, ensoleillement, etc.). Cette étape permet également à déceler des erreurs de communication et des mesures défaillantes.
À partir du système de mesures distribués, des paramètres caractéristiques des éléments sont calcules pour les différents niveaux de l'installation 1 (lignes, stries, panneaux). Ces paramètres moyens caractéristiques peuvent être calculés à partir de méthodes numériques (par exemple la moyenne, la valeur quadratique moyenne, etc.), statistiques (par exemple la médiane, le mode) ou une combinaison de deux (par exemple une moyenne des panneaux hors valeurs atypiques). Un exemple de calcul numérique est:
Figure imgf000021_0001
Où :
• n représente le nombre de panneaux connectés en série pour former une strie 2;
• m représente le nombre de stries connectées en parallèle pour former une ligne d'entrée à l'onduleur ;
• I représente le nombre de lignes d'entrées aux onduleurs de l'installation ;
• P représente le poids de chaque mesure ;
• E représente un facteur de linéarité.
Par exemple e=1 et Pkij = 1 donne une moyenne linaire non pondérée. En prenant compte de la distribution quasi-gaussienne des panneaux (voir la figure 1 7), on peut déterminer des seuils d'acceptabilité. Les panneaux avec des valeurs atypiques sont ainsi repérés afin d'optimiser l'énergie produite par l'installation 1. L'ordre indiqué des étapes 1301 , 1302, 1303 et 1304 correspond au meilleur mode de réalisation, mais ces quatre étapes peuvent être permutées.
3c) Ainsi, dans une troisième étape 1103 on effectue une vérification électrique au niveau d'une strie. Un algorithme qui convient pour cette étape est montré sur la figure 14. Dans une première étape 1401 , on calcule les paramètres moyens caractéristiques pour l'installation 1 : {I kji panneaux}, {I kj stries}, {I k li9nes}, {V kji panneaux}, {V kj strieE}, {V k li9nes} où les valeurs entre accolades { } désignent des valeurs représentatifs (comme par exemple, une moyenne) identifiées sur la figure 14 par deux barres horizontales. Dans une seconde étape 1402 on compare pour chaque strie la valeur moyenne caractéristique de la strie avec celle de l'installation :
Si la condition K, {I kj s,ries} < {I kj strie j} < K2 {I kj stries}
(avec KT < 1 < K2 et K1 t K2 = f(T) )
n'est pas remplie, on conclut qu'une strie est défaillante ou l'onduleur fonctionne à un point de fonctionnement non optimal (boîte 1403).
3d) Dans une quatrième étape 1104 on effectue une vérification électrique au niveau du panneau. Un algorithme qui convient pour cette étape est montré sur la figure 1 5.
D'abord, on compare 1501 pour chaque panneau la valeur vk]i panneau avec l'expression KD * Vdl0def0rward où ce dernier paramètre désigne la tension dans la direction passante des diodes by-pass 30,31.
Si la condition Vkji panneau >KD * Vdiode forward (avec KD = f(T) ) n'est pas remplie, on conclut 1502 que la diode de by-pass 30,31 est défaillante, et l'étape 1104 s'arrête sur ce constat pour le panneau en question. L'étape 1104 est effectuée pour plusieurs panneaux, et de préférence avec tous les panneaux de l'installation.
Dans le cas contraire, on compare 1503 pour chaque panneau 10,11 ,12 la valeur moyenne caractéristique avec celle de l'installation 1 , en vérifiant si la condition
K3 {VKJI PENNEAU} < VKJI PANNEAU < K4 {V KJI PANNEAU} (avec K3 < 1 < K4 ). est remplie. Si cette condition est remplie, le procédé se poursuit avec l'étape 1105.
Dans le cas contraire, on vérifie si le panneau est défaillant ou l'onduleur ne travaille pas au point de fonctionnement optimal, en vérifiant 1504 si les conditions :
I panneau is * n panneam _t panneau ^ s * r\ i panneau
'kji > ^5 i'kji i cl Vkji < f\6 \Vkji ) (avec K5, Κ6 = f(T))
sont remplies. Si elles sont remplies, on constate 1506 que l'onduleur ne fait pas travailler les panneaux dans leur optimum de puissance. Si elles ne sont pas remplies, on vérifie 1505 si les conditions
|k anneau < K7 * {lkjipanneau} et Vkji panneau > K8 * {Vkji panneau}
(avec K7, K8 = f(T))
sont remplies. Si elles sont remplies, on constate 1506 que l'onduleur ne fait pas travailler les panneaux dans leur optimum de puissance. Si elles ne sont pas remplies, on vérifie 1507 si la condition
KT {Tkji panneau} < Tkji panneau < K10 * {Tkji panneau} (avec K9, K10 = f(T)) est remplie.
Si elle est remplie, on constate la présence d'un problème thermique 1509 et on poursuit vers l'étape 1105. Si elle n'est pas remplie, on constate 1508 un dysfonctionnement du panneau ou la présence d'une zone d'ombre sur le panneau.
Les étapes 1504 et 1505 peuvent être inversées.
L'ordre indiqué des étapes 1102, 1103 et 1104 correspond au meilleur mode de réalisation, mais il peut être permuté. 3e) Dans une cinquième étape 1105, qui peut être effectuée à n'importe quel moment du procédé, on effectue une vérification thermique de l'installation 1. En effet, un panneau solaire dissipe une puissance thermique directement liée à la puissance irradiée et à la puissance électrique produite. La puissance irradiée peut varier selon plusieurs facteurs, tel que : le mauvais alignement du panneau, la présence d'une zone d'ombrage, un changement météorologique ; cela modifie également la puissance électrique produite. En surveillant la température des panneaux, des pertes de rendement peuvent être repérées. Ces pertes sont spécifiés par le fabricant de panneaux et dans la plupart de cas font objet d'une garantie pendant la durée de vie du panneau. Selon l'invention, le dispositif MC 80 peut ainsi servir à déterminer si des panneaux pourraient être susceptibles de bénéficier de cette garantie.
Un algorithme qui convient pour cette étape 1105 est montré sur la figure 16.
D'abord, on vérifie 1601 si les conditions
T panneau is * t-r panneaui D panneau ^ \s * /rj panneam kji < \ ' kji / et kji < f\i2 {rkji } sont remplies. Si cela est le cas, on constate 1602 un problème qui peut être lié à l'ombrage ou à l'orientation d'un panneau, et on poursuit en tous les cas le procédé vers l'étape 1603. A l'étape 1603, on vérifie si la condition
-j-^ panneau > * ,.PanneauJ
est remplie. Si cela n'est pas le cas, on constate 1604 qu'un panneau présente un possible problème lié à son refroidissement, et on poursuit en tous les cas le procédé vers l'étape 1605 où l'on génère un rapport.
3f) Optionnellement, on peut ensuite effectuer au moins une étape dite de maintenance prédictive 1106, 1107, 1108, à savoir : une prédiction de pannes au niveau de l'installation (étape 1 06), et/ou une prédiction de pannes au niveau de la strie (étape 1107), et/ou une prédiction de pannes au niveau du panneau (étape 1108), dans un ordre quelconque. L'ordre indiqué de ces trois étapes correspond au meilleur mode de réalisation, mais ces étapes peuvent être permutées.
La maintenance prédictive permet d'anticiper des pannes ou des pertes de rendement à venir. Elle peut aussi servir pour suivre l'évolution des panneaux avec le temps et de vérifier que l'évolution est en accord avec les spécifications du fabricant. Pour cette maintenance prédictive, le nœud central 70 peut faire appel à des notions statistiques et temporelles.
La figure 18 montre un algorithme de prédiction de pannes utilisable pour réaliser les étapes de maintenance prédictive.
A l'étape 1801 on calcule l'écart entre la puissance produite par l'ensemble de l'installation ∑Pkji et la puissance théorique Pref pour l'ensemble de l'installation 1. La puissance théorique est obtenue à partir de mesures locales (par exemple à l'aide d'un luxmètre) ou distantes (par exemple à l'aide de prévisions ou rapports météorologiques). Dans ce but, on vérifie si la condition Pkji panneau / Préf > K20 (avec 0 < K20 < 1 et K20 = f(T)) est remplie. Si cela est le cas, on continue avec l'étape 1803.
A l'étape 1803 on calcule la dérivée de l'écart entre la puissance ∑Pkji produite par l'installation et la puissance théorique pour l'ensemble de l'installation 1. Dans ce but, on vérifie si la condition d/dt (∑Pkji panneau / Préf) > K21 (avec -1 < K21 < 0 et K21 = f(T)) est remplie. Si cela est le cas, on continue avec l'étape 1805.
A l'étape 1805 on calcule l'écart entre la puissance Pkj d'une strie et la moyenne des stries {Pk}. Dans ce but, on vérifie si la condition Pkj stne / {Pk} > K22 (avec 0 < K22 < 1 et K22 = f(T)) est remplie. Si cela est le cas, on continue avec l'étape 1807.
A l'étape 1807 on calcule la dérivée de l'écart entre la puissance Pkj d'une strie et et la moyenne des stries {Pk}. Dans ce but, on vérifie si la condition d/dt (Pkj stne / {Pk}) > K23 (avec 0 < K23 < 1 et Κ23 = f(T)) est remplie. Si cela est le cas, on continue avec l'étape 1809.
A l'étape 1809 on calcule l'écart entre la puissance Pkji d'un panneau et la moyenne de la puissance des panneaux {Pkji} de l'installation 1. Dans ce but, on vérifie si la condition Pkji panneau
/ {PkjJ > 24 (avec 0 < K24 < 1 et K24 = f(T)) est remplie. Si cela est le cas, on continue avec l'étape 1811.
A l'étape 1811 on calcule la dérivée de l'écart entre la puissance Pkji d'un panneau et la moyenne de la puissance des panneaux {Pk)i} de l'installation 1. Dans ce but, on vérifie si la condition d/dt (Pkji panneau / {Pkji}) > K25 (avec -1 < K25 < 0 et K25 = f(T)) est remplie. Si cela est le cas, on continue avec l'étape 1811.
Cette dérivée, qui exprime la vitesse de dégradation du panneau, peut être calculée en prenant les variations sur une période donnée (jour, mois, année etc), sur la base de l'équation suivante (où les paramètres entre parenthèses < > signifient des valeurs caractéristiques moyennes) :
Figure imgf000025_0001
Dans cet algorithme, les étapes 1801 et 1803 sont une mise en œuvre de l'étape 1106, les étapes, 1805 et 1807 mettent en œuvre l'étape 1107, et les étapes 1809 et 1811 mettent en oeuvre l'étape 1108.
L'ordre indiqué des étapes 1801 , 1803, 1805, 1807, 1809 et 181 1 correspond au meilleur mode de réalisation, mais ces six étapes peuvent être permutées.
Le dispositif MC 80 selon l'invention peut comporter en plus d'autres dispositifs de mesure 87 tel qu'un accéléromètre et des algorithmes appropriés pour la détection du vol d'un panneau. L'accéléromètre permet de détecter un éventuel changement d'inclinaison du panneau ; il comporte avantageusement une batterie et un système de communication sans fils afin de pouvoir transmettre l'alarme en cas de déconnexion au noeud central 70. Le dispositif MC et le procédé selon l'invention présentent de nombreux avantages. Il peut se contenter d'une seule mesure de courant par strie et une mesure de tension par panneau pour mesurer la puissance sur chacun des panneaux : Pkji = Vkj *lkj.
Le dispositif MC peuvent incorporer des systèmes de blocage actif (tel qu'un transistor) à la place des diodes de blocage ; cela permet de réduire les pertes.
Les dispositifs MC 80 selon l'invention peuvent comprendre un système de coupure d'urgence du panneau, afin de permettre de le séparer du réseau de panneaux, par exemple en cas d'incendie. Dans un mode de réalisation, ledit système de coupure d'urgence met le panneau en court-circuit en cas de coupure de la ligne qui le relie à d'autres panneaux, ou suivant une commande du nœud central 70. Cette coupure permet de garder une tension aux bornes du panneau proche de zéro volts, réduisant ainsi le risque d'électrocution. A titre d'exemple, cette fonction de sécurité peut être réalisée en remplaçant la diode de protection 30,31 par un transistor.
Les dispositifs MC 80 selon l'invention peuvent également comprendre un élément de protection électrique du panneau, tel qu'une diode ou un transistor, avantageusement sous la forme d'une diode de type by-pass.
Le dispositif 80 peut être utilisé pour mesurer et vérifier les seuils de fonctionnement de l'onduleur. A titre d'exemple, un onduleur peut être spécifié pour fonctionner avec des tensions d'entrée allant de 400 à 800V mais ne pas démarrer qu'à partir de 450V. Dans des conditions de faible ensoleillement avec une tension de 400-450V l'installation ne pourrait donc pas produire du courant.
Le nœud central 70 peut incorporer un module de communication vers l'extérieur (type GPRS) et servir de centre de communication à d'autres élément de l'installation (e.g. onduleurs) à travers d'un port de communication.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé pour surveiller le fonctionnement d'une installation photovoltaïque (1 ) comportant une pluralité de P panneaux photovoltaïques (10,1 1 ,12) raccordés en série et/ou en parallèle, N des panneaux photovoltaïques raccordés en série formant au moins une strie (2), avec P≥ N, et ladite installation (1 ) étant destinée à être raccordée à au moins un onduleur (20,21 ,22), et ladite installation (1 ) comprenant au moins un dispositif dit dispositif de mesure et de communication (80) (appelé « dispositif MC ») comportant un circuit logique (50, 100), tel qu'un microcontrôleur ou microprocesseur, un dispositif apte à mesurer la tension (83), un dispositif de communication (81 ), et éventuellement des dispositifs aptes à mesurer le courant (82), la température (86), l'inclinaison ou l'accélération, ledit procédé comportant les étapes suivantes :
(a) Vérification (étape 1 101 ) de la présence des panneaux (10,1 1 ,12),
(b) Vérification (étape 1 102) de la cohérence des mesures,
(c) vérification électrique (étape 1 103) au niveau de la strie,
(d) vérification électrique (étape 1 104) au niveau du panneau,
(e) optionnellement : vérification thermique (étape 1 105) ;
ledit procédé étant caractérisé en ce que l'étape (a) (1 101 ) comprend les étapes suivantes :
(a1 ) on vérifie si l'on reçoit un message par unité de temps (étape 1202) avec une mesure ;
(a2) si la vérification à l'étape (a1 ) (1202) indique qu'au moins une mesure a été effectuée, on vérifie (étape 1206) si ledit dispositif MC (80) a effectué au moins une mesure par strie ;
(a3) si la vérification à l'étape (a2) (1206) indique qu'au moins une mesure a été effectuée par strie, on vérifie (étape 1208) si ledit dispositif MC (80) a effectué au moins une mesure par panneau ;
(a4) si la vérification à l'étape (a3) (1208) indique qu'au moins une mesure a été effectuée par panneau, on poursuit le procédé avec l'étape (b) (1 102) ;
(a5) si aucune mesure n'a été effectuée à l'étape (a1 ) (1202), on vérifie (étape 1203) s'il y a de l'énergie stockée dans les modules ;
(a6) si la vérification à l'étape (a5) indique qu'il y a de l'énergie stockée dans les modules, on constate (étape 1205) la présence d'un problème de l'installation 1 ; (a7) si la vérification à l'étape (a5) indique qu'il n'y a pas d'énergie stockée dans les modules, on vérifie (étape 204) la présence d'un éclairage suffisant ; (a8) si la vérification à l'étape (a7) indique que l'éclairage est suffisant, on constate (étape 1205) la présence d'un problème de l'installation (1 ) ;
(a9) si la vérification à l'étape (a7) indique que l'éclairage est insuffisant, on déclenche, éventuellement après une temporisation, une nouvelle mesure au début de l'étape (a).
Procédé selon la revendication 1 , comportant en plus au moins une des étapes suivantes :
(a10) si la vérification à l'étape (1206) indique que le dispositif n'a pas effectué au moins une mesure par strie, on constate (étape 1207) la présence d'un problème de câblage ou de vol de panneau ;
(a11 ) si la vérification à l'étape (1208) indique que le dispositif n'a pas effectué au moins une mesure par panneau, on constate (étape 1209) que le panneau (10,1 1 ,12) ou le dispositif MC (80) est défaillant.
Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel l'étape (b) (1 102) comprend les étapes suivantes :
(b1 ) on vérifie si pour chaque panneau la tension VkJi mesurée est supérieure à un seuil prédéterminé Vmin (étape 1301 ) et inférieure à un seuil prédéterminé Vmax (étape 1302),
(b2) on vérifie si pour chaque panneau le courant lkji mesuré est supérieur à un seuil prédéterminé lmin (étape 1303) et inférieure à un seuil prédéterminé lmax (étape 1304) ,
(b3) on continue avec l'étape (c) (1 103), sachant que si l'une quelconque de ces conditions énoncées sous (b1 ) et (b2) n'est pas remplie, le dispositif MC (80) génère (étape 1305) un message de mise en garde.
Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel l'étape (c) (1 103) comprend les étapes suivantes :
(c1 ) on calcule (étape 1401 ) les paramètres moyens caractéristiques pour l'installation (1 ) {I kji panneaux}, {I kj stries}, {I k l¾nes}, {V kji panneaux}, {V kj stries}, {V k li9nes} où les valeurs entre accolades { } désignent des valeurs moyennes caractéristiques ;
(c2) on compare (étape 1402) pour chaque strie la valeur moyenne caractéristique de la strie avec celle de l'installation (1 ) et on vérifie si la condition
Κι {I kj stries} < {I kj strie j} < K2 {I kj stries} est remplie, et on génère (étape 1403,) si ladite condition n'est pas remplie, un message de mise en garde.
Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel l'étape (d) (1 104) comprend les étapes suivantes :
(d1 ) on compare (étape 1501 ) pour chaque panneau la valeur Vkji panneau avec l'expression KD * Vdl0def0rward où ce dernier paramètre désigne la tension dans la direction passante de la diode ;
(d2) si la condition Vk]i panneau >KD * V 00**^ n'est pas remplie, on conclut (étape 1502) que la diode de by-pass (30,31 ) est défaillante, et l'étape (1 104) s'arrête sur ce constat ;
(d3) si la condition Vkji panneau > KD * V"***,^ est remplie, on compare (étape 1503) pour chaque panneau (10,1 1 ,12)
K f\ / penneaui ^ \ i panneau is n i panneaui
3 \Vkji / ^ Vkjj <- r\4 [V kji
(d4) si la condition énoncée à l'étape (d3) est remplie, le procédé se poursuit avec l'étape (e) (1105),
(d5) si la condition énoncée à l'étape (d3) n'est pas remplie, on vérifie si le panneau (10,1 1 ,12) est défaillant ou si l'onduleur ne travaille pas au point de fonctionnement optimal, en comparant (étape1504) si les conditions :
Figure imgf000029_0001
sont remplies,
(d6) si les conditions énoncées à l'étape (d5) sont simultanément remplies, on constate (étape 1506) que l'onduleur ne fait pas travailler les panneaux dans leur optimum de puissance,
(d7) si les conditions énoncées à l'étape (d5) ne sont pas simultanément remplies, on vérifie (étape 1505) si les conditions
^..panneau < ^ * {|kj.Panneau} et Vkji panneaU > K8 * {Vkji panneaU}
sont remplies,
(d8) si les conditions énoncées à l'étape (d7) sont simultanément remplies, on génère (étape 1506) un message de mise en garde,
(d9) si les conditions énoncées à l'étape (d7) ne sont pas simultanément remplies, on vérifie (étape 1507) si la condition
K9 {Tkji panneau} < Tkji panneau < K10 * {Tkji panneau} est remplie,
(d10) si la condition énoncée à l'étape (d9) est remplie, on poursuit (étape 1509) vers l'étape (e) (1 105), (d11) si la condition énoncée à l'étape (d10) n'est pas remplie, on génère (étape 1508) un message de mise en garde.
Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel l'étape (e) comprend les étapes suivantes :
(e1 ) on vérifie (étape 1601 ) si les conditions
-r panneau ^ \s * i-r panneaui _t rj panneau - \s * r r> panneau-i
ji < ^11 \ l kji / et kji < K.12 (rkji )
sont remplies simultanément, et si cela est le cas, on génère (étape 1602) un message de mise en garde,
(e2) on vérifie (étape 1603) si la condition
Tk. panneau > egt remp|jei et sj œ|a n'est pas |e caSi Qn génère
Figure imgf000030_0001
(étape 1604) un message de mise en garde.
Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce qu'il comprend en plus au moins une étape (1 106, 1 107, 1108) visant la prédiction de pannes au niveau de l'installation (1 ).
Procédé selon la revendication 7, dans lequel ladite au moins une étape visant la prédiction de pannes au niveau de l'installation (1 ) est sélectionnée dans le groupe constitué par les étapes (f), (g) et (h) suivantes :
(f) on calcule (étape 1801 ) l'écart de la puissance totale produite par l'installation (1 ) par rapport à la puissance théorique pour l'ensemble de ' l'installation (1 ), la puissance théorique étant déterminée à l'aide de mesures locales (par exemple à l'aide d'un luxmètre) ou distantes (par exemple à l'aide de prévisions ou rapports météorologiques), et on calcule (étape 1803) la dérivée de l'écart de la puissance totale produite par l'installation (1 ) par rapport à la puissance théorique pour l'ensemble de l'installation (1) ;
(g) on calcule (étape 1805) l'écart de la puissance d'une strie par rapport à la moyenne des stries, et on calcule (étape 1807) la dérivée de l'écart de la puissance d'une strie par rapport à la moyenne des stries ;
(h) on calcule (étape 181 1 ) l'écart de la puissance d'un panneau par rapport à la moyenne de l'installation, et on calcule (étape 181 1 ) la dérivée de l'écart de la puissance d'un panneau par rapport à la moyenne de l'installation.
9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel on mesure les seuils de fonctionnement d'au moins un onduleur (20,21 ,22) à l'aide d'au moins un dispositif MC (80).
10. Installation photovoltaïque (1 ) comportant une pluralité de P panneaux photovoltaïques (10,1 1 ,12) raccordés en série et/ou en parallèle, N des panneaux photovoltaïques raccordés en série formant au moins une strie (2), avec P > N, et ladite installation (1 ) étant raccordée à au moins un onduleur (20,21 ,22), et ladite installation (1 ) comprenant au moins un dispositif dit dispositif de mesure et de communication (80) comportant un circuit logique (50,100) tel qu'un microcontrôleur ou microprocesseur, un dispositif apte à mesurer la tension (83), un dispositif de communication (81 ), et éventuellement d'autres dispositifs aptes à mesurer le courant (82), a température (86), l'inclinaison ou l'accélération, et ladite installation comportant en outre un nœud central (70) qui peut être un microprocesseur ou une machine informatique, ainsi qu'un dispositif de communication (81 ) entre ledit dispositif de mesure (80) et de communication et ledit nœud central (70), et dans laquelle installation (1 ) est exécuté le procédé selon l'une quelconque des revendication 1 à 9 pour surveiller le fonctionnement de ladite installation photovoltaïque (1 ),
ladite installation photovoltaïque (1 ) étant caractérisée en ce que la communication entre ledit dispositif MC (80) et ledit nœud (70) se fait de manière filaire en utilisant des courants alternatifs qui se superposent au courant continu généré par les panneaux photovoltaïques (10,11 ,12).
11. Installation photovoltaïque (1 ) selon la revendication 10, caractérisée en ce que la communication entre ledit dispositif MC (80) et ledit nœud (70) se fait à l'aide d'un système hybride filaire - sans fil, en utilisant un premier émetteur / récepteur sans fil (71 ) et un deuxième récepteur sans fil (72), ledit deuxième récepteur sans fil (72) échangeant des signaux avec un convertisseur qui superpose un signal au courant direct qui va des stries (2) vers le nœud (70).
12. Installation photovoltaïque selon la revendication 11 , caractérisée en ce que ledit système hybride filaire - sans fil contourne une barrière à la communication par courants alternatifs.
13. Installation photovoltaïque (1 ) selon l'une quelconque des revendications 10 à 12, caractérisée en ce qu'elle comprend un système de sécurité apte à mettre un quelconque des P panneaux (10,1 1 ,12) en court-circuit en cas de coupure de la ligne qui le relie à d'autres panneaux ou à l'onduleur et/ou suivant une commande du nœud central (70).
14. Installation photovoltaïque (1 ) selon l'une quelconque des revendications 10 à 13, caractérisée en ce qu'elle comprend un système de détection de vol de panneau, ledit système comprenant soit
(i) pour chaque panneau, un dispositif capable de détecter une inclinaison ou une accélération dudit panneau, soit
(ii) un moyen pour détecter au niveau d'un panneau que la ligne électrique qui le relie à un panneau est coupée, soit encore
(iii) un dispositif de surveillance de l'impédance de l'installation et/ou du taux de changement de ladite impédance.
15. Installation photovoltaïque (1 ) selon l'une quelconque des revendications 10 à 14, caractérisée en ce que
(i) chaque panneau (10,1 1 ,12) comprend une boîte de jonction (90) qui abrite des moyens de raccordement, et en ce que
(ii) chaque boîte de jonction (90) comprend un système pour détecter un incendie dans la boîte de jonction (90) des panneaux, ledit système exploitant la mesure de la température dudit dispositif de mesure et de communication (80) et/ou le taux de changement de cette température.
16. Installation photovoltaïque (1 ) selon l'une quelconque des revendication 10 à 15, caractérisé en ce que le dernier dispositif de mesure et de communication (80) de chaque strie (2) comprend un dispositif de blocage (40) du courant situé entre le dernier panneau (Im1 ) de ladite strie (2) et l'onduleur (22) auquel ladite strie (2) est raccordé, ledit dispositif de blocage (40) pouvant être un dispositif passif, tel qu'une diode, ou un système actif comprenant au moins un transistor.
17. Installation photovoltaïque (1 ) selon l'une quelconque des revendications 10 à 16, caractérisée en ce qu'au moins un élément capacitif est placé en parallèle des éléments de l'installation présentant une forte impédance à la transmission d'un signal par des courants alternatifs se superposant au courant continu généré par les panneaux photovoltaïques (10,1 1 , 12), de sorte que l'impédance de installation (1 ) à la fréquence desdits courants alternatifs soit prédéterminée par ledit au moins un élément capacitif.
PCT/FR2011/000176 2010-03-26 2011-03-25 Dispositif et méthode pour détecter la performance de panneaux photovoltaïques WO2011117485A1 (fr)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR1001240A FR2958080B1 (fr) 2010-03-26 2010-03-26 Dispositif et methode pour detecter la performance de panneaux photovoltaiques
FR1001240 2010-03-26

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2011117485A1 true WO2011117485A1 (fr) 2011-09-29

Family

ID=43531220

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/FR2011/000176 WO2011117485A1 (fr) 2010-03-26 2011-03-25 Dispositif et méthode pour détecter la performance de panneaux photovoltaïques

Country Status (2)

Country Link
FR (1) FR2958080B1 (fr)
WO (1) WO2011117485A1 (fr)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2982373A1 (fr) * 2011-11-03 2013-05-10 Augier Dispositif d'aide a la maintenance d'une installation photovoltaique.
WO2013185155A1 (fr) * 2012-06-12 2013-12-19 Fronius International Gmbh Installation photovoltaïque
EP2725372A1 (fr) * 2012-10-26 2014-04-30 Solantro Semiconductor Corp. Résistance de connectivité de composant de production de puissance
EP3457153A1 (fr) * 2017-09-18 2019-03-20 Commissariat à l'Energie Atomique et aux Energies Alternatives Procédé de mesure de la performance d'une centrale à énergie renouvelable, procédé de détection d'une anomalie de fonctionnement d'une centrale a énergie renouvelable et dispositif mettant en oeuvre lesdits procédés
CN113515851A (zh) * 2021-06-07 2021-10-19 淮阴工学院 一种光伏故障检测特征量提取方法
WO2023034540A1 (fr) * 2021-09-01 2023-03-09 Terabase Energy, Inc. Transport mobile de table solaire
US11938576B1 (en) 2022-12-20 2024-03-26 Terabase Energy, Inc. Systems and methods for threading a torque tube through U-bolt and module rail devices

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN114584182B (zh) * 2022-05-06 2022-07-26 湖南进芯电子科技有限公司 一种电力线通信电路、方法及光伏电站通讯系统

Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0978884A2 (fr) 1998-06-12 2000-02-09 Canon Kabushiki Kaisha Module de cellules solaires, arrangement de modules, système de cellules solaires et méthode pour contrôler ce module de cellules solaires ou cet arrangement de modules
WO2001024345A1 (fr) 1999-09-22 2001-04-05 Abb Ab Systeme de surveillance
WO2003098703A2 (fr) * 2002-05-17 2003-11-27 Roehrig Ruediger Ensemble circuit pour une installation photovoltaique
WO2005117136A2 (fr) * 2004-05-27 2005-12-08 Siemens Aktiengesellschaft Installation photovoltaique d'alimentation d'un reseau electrique et appareil central de commande et de surveillance d'une installation photovoltaique
US20060237058A1 (en) * 2005-04-25 2006-10-26 Mcclintock Ronald B Direct current combiner box with power monitoring, ground fault detection and communications interface
GB2425884A (en) * 2005-05-04 2006-11-08 Lontra Environmental Technolog Photovoltaic module
US20080147335A1 (en) * 2006-12-06 2008-06-19 Meir Adest Monitoring of distributed power harvesting systems using dc power sources
WO2008132553A2 (fr) 2006-12-06 2008-11-06 Solaredge Technologies Systèmes de collecte d'énergie distribuée utilisant des sources d'alimentation cc
US20090140715A1 (en) 2006-12-06 2009-06-04 Solaredge, Ltd. Safety mechanisms, wake up and shutdown methods in distributed power installations
WO2009098729A1 (fr) 2008-02-08 2009-08-13 Angelo Merola Module antivol convenant pour la commande opérationnelle d'un panneau de cellules photovoltaïques, panneau de cellules photovoltaïques auquel est intégré un tel module et système antivol pour ensembles de tels panneaux
WO2009146065A2 (fr) * 2008-04-04 2009-12-03 Harrington Francis P Module d'interface d'énergie et système de conversion de puissance
WO2010020697A2 (fr) * 2008-08-22 2010-02-25 Zentrum Mikroelektronik Dresden Ag Procédé et dispositif de surveillance de paramètres spécifiques d'un ensemble

Patent Citations (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0978884A2 (fr) 1998-06-12 2000-02-09 Canon Kabushiki Kaisha Module de cellules solaires, arrangement de modules, système de cellules solaires et méthode pour contrôler ce module de cellules solaires ou cet arrangement de modules
WO2001024345A1 (fr) 1999-09-22 2001-04-05 Abb Ab Systeme de surveillance
WO2003098703A2 (fr) * 2002-05-17 2003-11-27 Roehrig Ruediger Ensemble circuit pour une installation photovoltaique
WO2005117136A2 (fr) * 2004-05-27 2005-12-08 Siemens Aktiengesellschaft Installation photovoltaique d'alimentation d'un reseau electrique et appareil central de commande et de surveillance d'une installation photovoltaique
US20060237058A1 (en) * 2005-04-25 2006-10-26 Mcclintock Ronald B Direct current combiner box with power monitoring, ground fault detection and communications interface
GB2425884A (en) * 2005-05-04 2006-11-08 Lontra Environmental Technolog Photovoltaic module
US20080147335A1 (en) * 2006-12-06 2008-06-19 Meir Adest Monitoring of distributed power harvesting systems using dc power sources
WO2008132553A2 (fr) 2006-12-06 2008-11-06 Solaredge Technologies Systèmes de collecte d'énergie distribuée utilisant des sources d'alimentation cc
US20090140715A1 (en) 2006-12-06 2009-06-04 Solaredge, Ltd. Safety mechanisms, wake up and shutdown methods in distributed power installations
WO2009098729A1 (fr) 2008-02-08 2009-08-13 Angelo Merola Module antivol convenant pour la commande opérationnelle d'un panneau de cellules photovoltaïques, panneau de cellules photovoltaïques auquel est intégré un tel module et système antivol pour ensembles de tels panneaux
WO2009146065A2 (fr) * 2008-04-04 2009-12-03 Harrington Francis P Module d'interface d'énergie et système de conversion de puissance
WO2010020697A2 (fr) * 2008-08-22 2010-02-25 Zentrum Mikroelektronik Dresden Ag Procédé et dispositif de surveillance de paramètres spécifiques d'un ensemble

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
J.A. EICKELBOOM, M.J. JANSEN, CHARACTERISARION OF PV MODULES OF NEW GENERATIONS, ECN-C-00-067, June 2000 (2000-06-01), Retrieved from the Internet <URL:http://www.siamgpi.com/download/PV%20Systems%2OTest.pdf>

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2982373A1 (fr) * 2011-11-03 2013-05-10 Augier Dispositif d'aide a la maintenance d'une installation photovoltaique.
WO2013185155A1 (fr) * 2012-06-12 2013-12-19 Fronius International Gmbh Installation photovoltaïque
EP2725372A1 (fr) * 2012-10-26 2014-04-30 Solantro Semiconductor Corp. Résistance de connectivité de composant de production de puissance
US9267973B2 (en) 2012-10-26 2016-02-23 Solantro Semiconductor Corp. Power generating component connectivity resistance
EP3457153A1 (fr) * 2017-09-18 2019-03-20 Commissariat à l'Energie Atomique et aux Energies Alternatives Procédé de mesure de la performance d'une centrale à énergie renouvelable, procédé de détection d'une anomalie de fonctionnement d'une centrale a énergie renouvelable et dispositif mettant en oeuvre lesdits procédés
FR3071319A1 (fr) * 2017-09-18 2019-03-22 Commissariat A L'energie Atomique Et Aux Energies Alternatives Procede de mesure de la performance d'une centrale a energie renouvelable, procede de detection d'une anomalie de fonctionnement d'une centrale a energie renouvelable et dispositif mettant en œuvre lesdits procedes
US11092627B2 (en) 2017-09-18 2021-08-17 Commissariat A L'energie Atomique Et Aux Energies Alternatives Method for measuring the performance of a renewable energy power plant, method for detecting an operational malfunction of a renewable energy power plant and device implementing said methods
CN113515851A (zh) * 2021-06-07 2021-10-19 淮阴工学院 一种光伏故障检测特征量提取方法
CN113515851B (zh) * 2021-06-07 2023-12-01 淮阴工学院 一种光伏故障检测特征量提取方法
WO2023034540A1 (fr) * 2021-09-01 2023-03-09 Terabase Energy, Inc. Transport mobile de table solaire
US11938576B1 (en) 2022-12-20 2024-03-26 Terabase Energy, Inc. Systems and methods for threading a torque tube through U-bolt and module rail devices

Also Published As

Publication number Publication date
FR2958080B1 (fr) 2012-08-31
FR2958080A1 (fr) 2011-09-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2011117485A1 (fr) Dispositif et méthode pour détecter la performance de panneaux photovoltaïques
EP2380069B1 (fr) Système de gestion électronique de cellules photovoltaiques
US9553215B2 (en) Method and device for recognizing faults in a photovoltaic system
EP2491413B1 (fr) Dispositif photovoltaïque avec interrupteur(s) électronique(s)
EP2510415B1 (fr) Systeme de gestion electronique de cellules photovoltaiques avec seuils adaptes
EP2718977B1 (fr) Dispositif de generation d&#39;energie photovoltaïque avec briques de cellules
EP2510416B1 (fr) Systeme de gestion electronique de cellules photovoltaiques fonction de la meteorologie
WO2022128932A1 (fr) Procédé et système d&#39;estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque
EP3190681B1 (fr) Procédé et dispositif de charge d&#39;une batterie
EP3840158A1 (fr) Procédé de délestage de sorties d&#39;une installation de production d&#39;énergie électrique
WO2016142628A1 (fr) Carte électronique de pilotage énergétique d&#39;un équipement électrique autonome et communicant
FR3130453A1 (fr) Procédé et dispositif de diagnostic de fonctionnement d’une chaîne de modules photovoltaïques comprenant au moins un module photovoltaïque
EP4150358A1 (fr) Procédé de surveillance d&#39;un système de transport d&#39;énergie électrique et dispositif associé
FR2982373A1 (fr) Dispositif d&#39;aide a la maintenance d&#39;une installation photovoltaique.
WO2022128933A1 (fr) Procédé et système d&#39;estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque
EP2533391A2 (fr) Système de gestion multi-sources de générateurs électriques
WO2023280949A2 (fr) Procede d&#39;optimisation de la duree de vie d&#39;un module photovoltaique bifacial multijonctions et module ou panneau photovoltaique adapte a ce procede
WO2012022917A1 (fr) Installation photovoltaique et procede permettant de delivrer une puissance electrique egale a une valeur predeterminee
FR2947056A1 (fr) Dispositif de production d&#39;electricite.
WO2014199052A2 (fr) Procede dynamique de decharge d&#39;un accumulateur recharge par une source d&#39;energie renouvelable
FR2999025A1 (fr) Tableau electrique intelligent a courant faible continu

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 11730340

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 11730340

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1