WO2022128932A1 - Procédé et système d'estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque - Google Patents
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- WO2022128932A1 WO2022128932A1 PCT/EP2021/085523 EP2021085523W WO2022128932A1 WO 2022128932 A1 WO2022128932 A1 WO 2022128932A1 EP 2021085523 W EP2021085523 W EP 2021085523W WO 2022128932 A1 WO2022128932 A1 WO 2022128932A1
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Definitions
- the present invention relates to a method and system for estimating the electrical power supplied by a photovoltaic module present in a photovoltaic power station.
- a photovoltaic power plant generally comprises several chains of photovoltaic modules (also called photovoltaic panels or solar panels) connected in parallel.
- each string the photovoltaic modules are connected in series.
- Each photovoltaic module comprises several photovoltaic cells connected in series, in the form of rows of cells.
- Each photovoltaic cell is intended to convert solar energy into electrical energy.
- the chains of photovoltaic modules are connected to a converter, for example an inverter. This converter converts the DC voltage supplied by each string of modules into an AC voltage. The role of the converter is also to determine an operating point for which the power delivered by a chain of photovoltaic modules is maximum (maximum operating point designated MPP for "Maximum Power Point").
- the modules can be arranged with different orientations to capture solar energy at different times of the day.
- a photovoltaic plant can extend over several km 2 .
- each photovoltaic module in a chain must be monitored regularly in order to identify any faults that could cause a loss of production.
- the defect may be of different natures, in particular permanent if it is a hardware problem, or temporary if it is for example the presence of shading or dust on the module.
- Patent application US2011/316343A1 describes for its part a photovoltaic module comprising several interconnected cells, in which each cell is associated with a control unit which comprises a power sensor and a temperature sensor to monitor the integrity of the cell.
- each maintenance operation can become costly. Some faults detected on a module may turn out to be serious, requiring intervention, while others are minor or even non-existent. It is therefore relevant to be able to estimate the loss of production caused by a fault on a module, in order to decide whether or not an intervention is necessary.
- Patent application WO2016/189052A1 describes in particular a method making it possible to estimate the loss of production of a photovoltaic module, from a thermal image of the module.
- a c is the surface of the photovoltaic module
- T k is the hot spot temperature
- T ref is a reference temperature
- This earlier solution may however lack precision, because it must be based on data provided by a weather station, often not present on the site, or on satellite data.
- the object of the invention is therefore to propose a method which makes it possible to estimate the electrical power loss of a photovoltaic module, in an accurate and reliable manner. Disclosure of Invention
- This object is achieved by a method for estimating the electrical power of a so-called target photovoltaic module, present among a group of several photovoltaic modules of a photovoltaic power plant, referenced group i of modules, said method comprising the following steps:
- the step of acquiring environmental parameters includes a step of measuring said parameters.
- the step of determining the temperature of each photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules is carried out from a thermal image acquired for each photovoltaic module of said group i of photovoltaic modules.
- the theoretical electrical power supplied by the reference photovoltaic module is determined from the following relationship:
- P STC (W) is the reference power under standard conditions (1000W/m 2 , 25°C);
- T(i,j) corresponds to a temperature equal to the reference temperature of the reference photovoltaic module
- the step of determining the corrected environmental parameters is implemented by solving a nonlinear optimization problem defined by the following constraints:
- Tamb c (i) is the corrected ambient temperature for group i of photovoltaic modules
- T(i,f) is a temperature equal to the reference temperature of the reference photovoltaic module
- WindSpeed c (C) is the corrected wind speed for group i of modules
- Ref Modules (i) corresponds to the reference module(s) present in group i of modules;
- said weighting function f is as follows:
- said weighting function f is as follows:
- the method comprises a step of determining the loss of electrical power of the target photovoltaic module, distinct from the reference module.
- a step of determining the state of the target photovoltaic module by comparing said loss of electrical power determined for this target photovoltaic module with a threshold value.
- the target photovoltaic module comprises a step for carrying out diagnostics and/or maintenance of the target photovoltaic module when said determined electrical power loss is greater than said threshold value.
- the invention relates to a system for estimating the electrical power of a photovoltaic module, called target, present among a group of several modules of a photovoltaic power plant, referenced group i of modules, said system comprising:
- o Gh global irradiance at the horizontal level
- o Tamb Ambient temperature
- o WindSpeed Wind speed
- the means for acquiring the environmental parameters comprise means for measuring said parameters.
- the determination module is configured to determine the temperature of each photovoltaic module of group i of photovoltaic modules from a thermal image acquired for each photovoltaic module of group i of modules.
- the theoretical electrical power supplied by the reference photovoltaic module is determined from the following relationship:
- P STC (W) is the reference power under standard conditions (1000W/m 2 , 25°C);
- T(i,j) corresponds to a temperature equal to the reference temperature of the reference photovoltaic module
- the second module for calculating the corrected environmental parameters is configured to solve a nonlinear optimization problem defined by the following constraints: And by minimizing a weighting function f on said corrected environmental parameters with respect to the acquired environmental parameters, in which:
- G p (j) corresponds to the irradiance at the plane of the reference photovoltaic module
- ⁇ c (i) is the corrected absorption factor for group i of photovoltaic modules
- Tamb c (l) is the corrected ambient temperature for group i of photovoltaic modules; • T(i,f) is a temperature equal to the reference temperature of the reference photovoltaic module;
- WindSpeed c (f) is the corrected wind speed for group i of photovoltaic modules
- Pelec c (i,j) is the corrected electrical power for the reference photovoltaic module
- Modules Ref (i) corresponds to all the reference photovoltaic modules present in group i of modules;
- said weighting function f is as follows:
- said weighting function f is as follows:
- the third calculation module is configured to determine the electrical power loss of the target photovoltaic module.
- the system comprises means for determining the state of the target photovoltaic module by comparing said loss of electrical power determined for this module with a threshold value.
- the system includes means for carrying out diagnostics and/or maintenance of said target photovoltaic module when its determined electrical power loss is greater than said threshold value.
- FIG. 1 schematically represents a conventional photovoltaic power station
- FIG. 2 schematically represents the architecture of a photovoltaic module
- FIG. 3 schematically represents the simplified structure of a photovoltaic module with which the estimation system of the invention is associated;
- FIG. 4 shows the different steps of the method of the invention and the different functional modules involved during the execution of this method
- a photovoltaic power plant typically has the following layout and operating features:
- photovoltaic modules also called photovoltaic panels or solar panels
- the photovoltaic modules are for example identical and arranged with the same orientation and with the same inclination.
- Each chain of photovoltaic modules comprises several photovoltaic modules connected in series.
- a photovoltaic module (generally referenced Mi ,j in the remainder of the text) comprises several photovoltaic cells (not shown) connected in series.
- the photovoltaic cells are distributed in several rows.
- a row can comprise one or more photovoltaic cells.
- Each photovoltaic cell is intended to convert solar energy into electrical energy.
- a converter for example an inverter 10, comprising several switching arms based on transistors, is intended to convert a direct voltage supplied by each chain of photovoltaic modules into an alternating voltage.
- Control means integrated or not in the converter, are able to control the inverter to perform the voltage conversion.
- Each module advantageously comprises anti-return diodes (not shown) positioned in a suitable manner, for example in series with the photovoltaic modules of each string.
- Each module advantageously comprises bypass diodes (called “bypass”) to bypass each a row of separate photovoltaic cells of a photovoltaic module if a cell of this row was faulty.
- bypass diodes called “bypass"
- FIG. 1 one bypass diode is shown per photovoltaic module.
- each photovoltaic module there is the following arrangement:
- the photovoltaic cells are organized in several rows or groups. In Figure 2 two columns of cells form a row of cells.
- a separate bypass diode is associated with each row of photovoltaic cells shown.
- a row of cells comprises several photovoltaic cells but it could only comprise a single photovoltaic cell.
- Each photovoltaic module has a surface or area, referenced A.
- each chain of photovoltaic modules represents, for example, a group i of distinct photovoltaic modules.
- each photovoltaic module is referenced j, with j ranging from 1 to M.
- the system of the invention is intended to estimate, ultimately, the loss of production or energy power of a photovoltaic module in operation of the photovoltaic power station, this module being potentially defective.
- the estimate can be made when the photovoltaic plant is in operation.
- in operation or “during operation”, it is meant that the photovoltaic module or the photovoltaic power plant is in the process of producing electrical energy, by conversion of incident light energy.
- the estimation system comprises the following elements:
- the device for acquiring the temperature of a photovoltaic module can be formed by a device for acquiring thermal images and/or temperature sensors integrated in the photovoltaic module.
- the thermal image acquisition device is capable of taking thermal images of a photovoltaic module. It can be formed by a thermal camera 1 carried by an operator or by a drone, moving to scan each photovoltaic module of the plant.
- the environmental data acquisition means are intended to recover the weather data necessary for the implementation of the method of the invention.
- they can comprise sensors, installed at the level of the photovoltaic power station, for example thermal sensor 4 to measure the ambient temperature, irradiance sensor 2, anemometer 3 to measure the speed of the wind. They can also collect weather data available on remote servers, via a communication network.
- the computer 5 is intended to estimate the electric power of the photovoltaic module, potentially defective, of the group i of photovoltaic modules.
- the computer 5 comprises several functional software modules described below, which make it possible to carry out intermediate calculations necessary for estimating the electric power of the photovoltaic module.
- the thermal camera 1 and the means for acquiring environmental data are advantageously connected to the computer 5 in order to transmit their measurement data to it.
- the transfer of data to the computer 5 can be carried out automatically and/or by an operator using a suitable man-machine interface.
- the method of the invention firstly makes it possible to estimate the electrical power of a photovoltaic module, called the target photovoltaic module, of the group i of photovoltaic modules.
- This method can be executed for each photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules. The process follows the steps described below.
- Step E0 Acquisition of environmental data
- the system acquires the data necessary for implementing the method. Depending on the means available, they are measured and/or retrieved on remote servers, for group i of photovoltaic modules. These data are transferred to the computer 5. These data are as follows:
- WindSpeed (m/s): Wind speed
- the computer 5 can determine the parameter:
- Step E1 Acquisition of temperature data at the level of each module and determination of the average temperature of each photovoltaic module
- the acquisition of temperature data is advantageously implemented using a thermal camera 1. It could be performed using data provided by temperature sensors integrated into each photovoltaic module.
- the data acquired for the group i of photovoltaic modules is then transferred to the computer 5 for processing.
- the acquisition of thermal images is carried out when the radiometric measurement conditions are satisfactory, with for example G greater than or equal to 600 W/m 2 and a stable wind speed less than or equal to 15 km/h.
- the conditions are specified in more detail in patent application WO2016/189052A1.
- each photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules its thermal image is then divided or virtually segmented by the computer 5 into several temperature zones.
- Each temperature zone is characterized by its own temperature which is uniform or quasi-uniform over the entire zone.
- Two adjacent or contiguous thermal zones are considered distinct when they have between them a temperature difference greater than a predefined threshold value, for example equal to 10° C.
- a predefined threshold value for example equal to 10° C.
- a thermal zone, called hot is therefore a zone whose temperature exceeds the temperature of the other zones by the predefined threshold value.
- the computer 5 associates a determined temperature representative of the temperature of the zone.
- This temperature assigned to each zone can be an average temperature determined from all the temperatures of the zone.
- the computer 5 determines the average temperature of each photovoltaic module of the group i of photovoltaic modules. This temperature of the photovoltaic module j in the group i of photovoltaic modules is referenced (°C). Step E2 - Selection of a reference photovoltaic module
- the computer 5 selects at least one reference photovoltaic module (referenced Mref with Mref belonging to Module s Ref (j,y) in the group i of photovoltaic modules.
- a reference photovoltaic module is a photovoltaic module considered as healthy, distinct from the target photovoltaic module.
- the reference photovoltaic module Mref is a photovoltaic module analogous to the target photovoltaic module (that is to say with the same technical characteristics - located in the same string, with the same orientation and the same inclination) and not defective. It is part of the same group i of photovoltaic modules as the target photovoltaic module. It has a uniform temperature distribution over all of its zones. In other words, it does not include any hot thermal zone in the sense defined above during step E1.
- FIG. 3 two photovoltaic modules M1,1, M1,2 of group 1 of photovoltaic modules have been represented. One of the two is defective and the other photovoltaic module is healthy and can thus be chosen as the reference photovoltaic module Mref. All the reference photovoltaic modules of the same group i of photovoltaic modules are referenced Modules Ref (i)-
- Step E3 Estimation of the electrical power supplied by the reference photovoltaic module
- the computer 5 can estimate the theoretical electrical power that it would be able to supply.
- the calculator is based on the following formula (equation (2)):
- P STC (W) is the reference power delivered by a photovoltaic module under standard conditions (1000W/m 2 , 25°C);
- T(i,j) corresponds in this case to the average temperature of the reference photovoltaic module
- P elec (i,j) thus corresponds to the electrical power that the reference photovoltaic module Mref should theoretically supply, at its measured temperature T(i,j).
- this heat exchange coefficient of the photovoltaic module can be expressed by the following relationship (equation (4)):
- equation (3) is not respected for all healthy photovoltaic modules. This can be for several reasons:
- Wind speed and ambient temperature may vary locally, from one photovoltaic module to another; In the same group i of modules, these two parameters can be considered as identical from one photovoltaic module to another of the group;
- Tamb c (f) is the corrected ambient temperature for group i of photovoltaic modules
- WindSpeed c (f) is the corrected wind speed for group i of photovoltaic modules
- Pelec c i,j is the corrected electrical power supplied by each photovoltaic module of group i of photovoltaic modules
- One of the principles of the invention consists in determining corrected environmental parameters taking into account constraints on the energy balance of the reference photovoltaic module and a weighting function applied to the environmental parameters initially acquired during step E0.
- the computer 5 is thus led to determine the three parameters a c (i), Tamb c (C), WindSpeed c (C) which make it possible to verify the energy balance equation. For this, the computer 5 takes into account the following constraints: (equation (6))
- the computer 5 is also required to minimize a weighting function f of the three corrected parameters a c (j), Tamb c (C), WindSpeed c (i), with respect to the parameters initially acquired during the step E0. For each parameter, a distinct weighting coefficient is applied, according to the influence of this parameter.
- the expression of the function f can be the following:
- the calculator can also rely on the following expression f: With :
- AP which corresponds to an accepted power tolerance for the reference photovoltaic module.
- AP 10%.
- Modules Ref (i) which corresponds to the reference photovoltaic module(s), ie healthy, present in the group i of modules.
- P elecc (i,j) corresponds to the electrical power supplied by the reference photovoltaic module, determined in step E3.
- the computer 5 is required to solve the optimization problem mentioned above. This is a non-linear optimization problem that can be solved with "fmincon" type solvers.
- the computer 5 can estimate the power loss PowerLoss(ij) of each module compared to the average power of the reference photovoltaic modules of the same group of photovoltaic modules, by the following relationship:
- the computer 5 By determining this power loss for each photovoltaic module, the computer 5 is able to identify, within a group of several photovoltaic modules, the photovoltaic modules which are defective, for example by comparing the power loss calculated for the photovoltaic module with a stored threshold value. Each photovoltaic module declared as defective may be subject to specific diagnostic and/or maintenance actions.
- the step EO is implemented by the environmental data acquisition means of the system. This means, for example, measuring wind speed, ambient temperature and irradiance. This data can also be retrieved by the computer by connecting to a remote weather server.
- a remote weather server in a non-limiting manner, we have represented the various sensors 2, 3, 4 necessary for taking these measurements.
- Step E1 is implemented both by the temperature data acquisition device and by a processing module MT of the computer 5, responsible for processing the measurement data to assign an average temperature to each photovoltaic module.
- the data acquisition is carried out by the thermal camera 1 .
- Step E2 is implemented by a selection module MS of computer 5, the latter being responsible for selecting a reference photovoltaic module Mref.
- Step E3 is implemented by a first calculation module MC1 of computer 5, intended to calculate the theoretical electrical power P eiec i,j) supplied by the reference photovoltaic module Mref at its temperature.
- Step E4 is implemented by a second calculation module MC2 of the computer, intended to solve the optimization problem with a view to determining the three environmental parameters sought.
- Step E5 is implemented by a third calculation module MC3 of the computer, intended to estimate the actual electrical power Pelec c i,j) supplied by each photovoltaic module M i,j , in particular that of the target photovoltaic module, and the PowerLoss power loss i ) of each photovoltaic module.
- the computer can advantageously embed means for determining the state of each photovoltaic module by comparing said loss of electrical power determined for this photovoltaic module with a threshold value. If the photovoltaic module is considered defective (i.e. when its determined electrical power loss is greater than said threshold value), the computer 5 can be configured to activate means for diagnostics and/or maintenance of this photovoltaic module.
- the invention described above is therefore a particularly simple and reliable solution for determining the electrical power supplied by each module and possibly deducing a loss of power from a defective module in a photovoltaic power station. It could for example be used to identify within a group of photovoltaic modules certain photovoltaic modules which will be considered as defective due to a loss of power greater than a certain threshold. These photovoltaic modules can then be the subject of specific diagnostic or maintenance actions.
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Abstract
L'invention concerne un procédé d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque cible au sein d'un groupe i de plusieurs modules photovoltaïques, le procédé consistant à : - Déterminer une température (T(i,j )) de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques, à sélectionner d'au moins un module photovoltaïque de référence (Mref), distinct dudit module photovoltaïque cible, - Déterminer une puissance électrique (Pelec(i,j)) théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence, - Déterminer des paramètres environnementaux corrigés pour lesquels ledit module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, Déterminer la puissance électrique corrigée (Pelec(i,j)) dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés.
Description
Description
Procédé et système d'estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque
Domaine technique de l'invention
La présente invention se rapporte à un procédé et système d'estimation de la puissance électrique fournie par un module photovoltaïque présent dans une centrale photovoltaïque.
Etat de la technique
Une centrale photovoltaïque comporte en règle générale plusieurs chaînes de modules photovoltaïques (appelés également panneaux photovoltaïques ou panneaux solaires) connectées en parallèle.
Dans chaque chaîne, les modules photovoltaïques sont connectés en série. Chaque module photovoltaïque comporte plusieurs cellules photovoltaïques connectées en série, sous forme de rangées de cellules. Chaque cellule photovoltaïque est destinée à convertir une énergie solaire en une énergie électrique. Les chaînes de modules photovoltaïques sont reliées à un convertisseur, par exemple un onduleur. Ce convertisseur permet de convertir la tension continue fournie par chaque chaîne de modules en une tension alternative. Le rôle du convertisseur est également de déterminer un point de fonctionnement pour lequel la puissance délivrée par une chaîne de modules photovoltaïque est maximale (point de fonctionnement maximal désigné MPP pour "Maximum Power Point").
Dans une même centrale, les modules peuvent être disposés avec des orientations différentes pour capter l'énergie solaire à différents moments de la journée. Une centrale photovoltaïque peut s'étendre sur plusieurs km2.
L'état de fonctionnement de chaque module photovoltaïque d'une chaîne doit être surveillé régulièrement afin de repérer d'éventuels défauts risquant d'engendrer une perte de production. Selon les cas, le défaut pourra être de différentes natures, notamment permanent s'il s'agit d'un problème matériel, ou temporaire s'il s'agit par exemple de la présence d'un ombrage ou d'une poussière sur le module.
Il existe différentes solutions pour surveiller l'état de fonctionnement d'un module photovoltaïque.
Certaines solutions utilisent des capteurs de courant et de tension pour vérifier le comportement électrique du module. Le document WO2015/118608A1 décrit une telle méthode basée sur la courbe l-V d'une cellule photovoltaïque. Cette solution est
cependant très conteuse si on souhaite l'installer sur l'ensemble des modules d'une architecture.
D'autres solutions utilisent des capteurs de température. C'est le cas par exemple du brevet US6512458B1 et de la demande US2011/088744A1 qui décrivent des solutions dans lesquelles des capteurs de température sont destinés à mesurer la température au niveau des diodes de contournement pour en déduire un éventuel défaut au niveau des cellules contournées. La demande de brevet US2011/316343A1 décrit pour sa part un module photovoltaïque comportant plusieurs cellules interconnectées, dans lequel chaque cellule est associée à une unité de contrôle qui comporte un capteur de puissance et un capteur de température pour surveiller l'intégrité de la cellule.
Enfin, d'autres solutions utilisent des caméras thermiques pour repérer des éventuels points chauds sur les modules après une stimulation électrique.
Compte tenu de la superficie d'une centrale photovoltaïque, chaque opération de maintenance peut devenir coûteuse. Certains défauts détectés sur un module peuvent s'avérer sérieux, nécessitant une intervention, alors que d'autres sont mineurs ou même inexistants. Il est donc pertinent de pouvoir estimer la perte de production engendrée par un défaut sur un module, afin de décider de la nécessité ou non d'une intervention.
La demande de brevet WO2016/189052A1 décrit notamment un procédé permettant d'estimer la perte de production d'un module photovoltaïque, à partir d'une image thermique du module.
Ce procédé s'appuie notamment sur la relation ci-dessous, qui permet d’estimer la perte de puissance électrique d'un module photovoltaïque, référencé k (équation (1 )) :
• Upv est le coefficient thermique du module photovoltaïque ;
• Ac est la surface du module photovoltaïque ;
• Tk est la température de point chaud ;
• Tref est une température de référence ;
Cette solution antérieure peut cependant manquer de précisions, car elle doit s'appuyer sur des données fournies par une station météo, souvent non présente sur le site ou sur des données satellitaires.
Le but de l'invention est donc de proposer un procédé qui permet d'estimer la perte de puissance électrique d'un module photovoltaïque, de manière précise et fiable.
Exposé de l'invention
Ce but est atteint par un procédé d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque dit cible, présent parmi un groupe de plusieurs modules photovoltaïques d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules, ledit procédé comportant les étapes suivantes :
- Acquisition de paramètres environnementaux suivants pour le groupe i de modules photovoltaïques : o Gh : irradiance globale au niveau horizontal ; o Tamb : Température ambiante ; o WindSpeed : Vitesse du vent ;
Détermination d'une température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques et sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence, distinct dudit module photovoltaïque cible, parmi le groupe i de modules photovoltaïques, ayant une température, dite température de référence, qui est homogène,
Détermination d'une puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence,
Détermination de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels ledit module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique du module photovoltaïque de référence et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis,
Détermination de la puissance électrique corrigée dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés.
Selon une particularité, l'étape d'acquisition des paramètres environnementaux comporte une étape de mesure desdits paramètres.
Selon une autre particularité, l'étape de détermination de la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques est réalisée à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque dudit groupe i de modules photovoltaïques.
Selon une autre particularité, la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante :
Dans laquelle :
• p (%/°C) est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ;
• y(%/an) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ;
• PSTC (W) est la puissance de référence dans des conditions standards (1000W/m2, 25°C) ;
• T(i,j) correspond à une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ;
Selon une autre particularité, l'étape de détermination des paramètres environnementaux corrigés est mise en oeuvre en résolvant un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes :
Et en minimisant une fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis,
Dans lesquelles :
• Gp(j) correspond à l'irradiance au niveau du plan du module de référence ;
• ac(i) est le facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Tambc(i) est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• T(i,f) est une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ;
• WindSpeedc(C) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules ;
• Pelecc(i,f) est la puissance électrique corrigée pour le module de référence ;
• AP correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module de référence ;
• ModulesRef(i) correspond au(x) module(s) de référence présents dans le groupe i de modules ;
Selon une réalisation particulière, ladite fonction f de pondération est la suivante :
Dans laquelle :
• C1, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
Selon une autre réalisation particulière, ladite fonction f de pondération est la suivante :
Dans laquelle :
• Cl, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
Selon une autre particularité, le procédé comporte une étape de détermination de la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible, distinct du module de référence.
Selon une autre particularité, une étape de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module photovoltaïque cible avec une valeur seuil.
Selon une autre particularité, comporte une étape de mise en diagnostic et/ou en maintenance du module photovoltaïque cible lorsque ladite perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil.
L'invention concerne un système d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque, dit cible, présent parmi un groupe de plusieurs modules d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules, ledit système comportant :
Des moyens d'acquisition de paramètres environnementaux suivants : o Gh : irradiance globale au niveau horizontal ; o Tamb : Température ambiante ; o WindSpeed : Vitesse du vent ;
Un module de détermination d'une température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules et un module de sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence parmi le groupe i de modules, distinct dudit module photovoltaïque cible, ledit module de référence ayant une température, dite température de référence, qui est homogène,
Un premier module de calcul d'une puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence,
Un deuxième module de calcul de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels le module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique du module photovoltaïque de référence et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis,
Un troisième module de calcul de la puissance électrique dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés.
Selon une particularité, les moyens d'acquisition des paramètres environnementaux comportent des moyens de mesure desdits paramètres.
Selon une autre particularité, le module de détermination est configuré pour déterminer la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules.
Selon une autre particularité, la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante :
Dans laquelle :
•
est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ;
• y(%/an) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ;
• PSTC (W) est la puissance de référence dans des conditions standards (1000W/m2, 25°C) ;
• T(i,j) correspond à une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ;
Selon une autre particularité, le deuxième module de calcul des paramètres environnementaux corrigés est configuré pour résoudre un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes :
Et en minimisant une fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis, Dans lesquelles :
• Gp(j) correspond à l'irradiance au niveau du plan du module photovoltaïque de référence ;
• αc(i) est le facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Tambc(l) est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• T(i,f) est une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ;
• WindSpeedc(f) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Pelecc(i,j) est la puissance électrique corrigée pour le module photovoltaïque de référence ;
• AP qui correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module photovoltaïque de référence ;
• ModulesRef(i) correspond à l'ensemble des modules photovoltaïque de référence présents dans le groupe i de modules ;
Selon une réalisation particulière, ladite fonction f de pondération est la suivante :
Dans laquelle :
• C1, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
Selon une autre réalisation particulière, ladite fonction f de pondération est la suivante :
Dans laquelle :
• C1,, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
Selon une autre particularité, le troisième module de calcul est configuré pour déterminer la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible.
Selon une autre particularité, le système comporte des moyens de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module avec une valeur seuil.
Selon une autre particularité, le système comporte des moyens de mise en diagnostic et/ou en maintenance dudit module photovoltaïque cible lorsque sa perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil.
Brève description des figures
D'autres caractéristiques et avantages vont apparaître dans la description détaillée qui suit, faite en liaison avec les figures annexées listées ci-dessous :
La figure 1 représente de manière schématique une centrale photovoltaïque classique ;
La figure 2 représente de manière schématique, l'architecture d'un module photovoltaïque ;
La figure 3 représente de manière schématique la structure simplifiée d'un module photovoltaïque auquel est associé le système d'estimation de l'invention ;
La figure 4 montrent les différentes étapes du procédé de l'invention et les différents modules fonctionnels mis en jeu lors de l'exécution de ce procédé ;
Description détaillée d'au moins un mode de réalisation
En référence à la figure 1 , une centrale photovoltaïque présente classiquement les particularités d'agencement et de fonctionnement suivantes :
Plusieurs chaînes de modules photovoltaïques (appelés également panneaux photovoltaïques ou panneaux solaires) sont connectées en parallèle (deux chaînes sur la figure 1 ). Dans une même chaîne, les modules photovoltaïques sont par exemple identiques et disposés avec une même orientation et avec une même inclinaison.
- Chaque chaîne de modules photovoltaïques comporte plusieurs modules photovoltaïques connectés en série.
Un module photovoltaïque (référencé de manière générale Mi ,j dans la suite du texte) comporte plusieurs cellules photovoltaïques (non représentées) connectées en série. Les cellules photovoltaïques sont réparties en plusieurs rangées. Une rangée peut comporter une ou plusieurs cellules photovoltaïques.
- Chaque cellule photovoltaïque est destinée à convertir une énergie solaire en une énergie électrique.
Un convertisseur, par exemple un onduleur 10, comportant plusieurs bras de commutation à base de transistors, est destiné à convertir une tension continue fournie par chaque chaîne de modules photovoltaïques en une tension alternative.
Des moyens de commande, intégrés ou non au convertisseur, sont aptes à commander l'onduleur pour effectuer la conversion de tension.
- Chaque module comporte avantageusement des diodes anti-retours (non représentées) positionnées de manière adaptée, par exemple en série avec les modules photovoltaïques de chaque chaîne.
- Chaque module comporte avantageusement des diodes de contournement (dites de "bypass") pour contourner chacune une rangée de cellules photovoltaïques distinctes d'un module photovoltaïque si une cellule de cette rangée était en défaut. Sur la figure 1 , une diode de contournement est représentée par module photovoltaïque.
En référence à la figure 2, dans chaque module photovoltaïque, on a l'agencement suivant :
Les cellules photovoltaïques sont organisées en plusieurs rangées ou groupes. Sur la figure 2 deux colonnes de cellules forment une rangée de cellules.
- Sur la figure 2, une diode de contournement distincte est associée à chaque rangée de cellules photovoltaïques représentée. Sur la figure 2, une rangée de cellules comporte plusieurs cellules photovoltaïques mais elle pourrait ne comporter qu'une seule cellule photovoltaïque.
- Chaque module photovoltaïque dispose d'une surface ou aire, référencée A.
Pour la suite de la description, on référence les modules photovoltaïques Mi,j, avec :
- i allant de 1 à N et représentant un groupe de plusieurs modules photovoltaïques de la centrale. Dans un même groupe i de modules photovoltaïques, les modules photovoltaïques appartiennent à une même chaîne, sont identiques en architecture et présentent une même orientation et inclinaison. Sur la figure 1 , de manière non limitative, chaque chaîne de modules photovoltaïques représente par exemple un groupe i de modules photovoltaïques distinct.
Dans chaque groupe i de modules photovoltaïques, chaque module photovoltaïque est référencé j, avec j allant de 1 à M.
- Chaque module photovoltaïque Mi ,j a une image thermique notée Irrii j.
Sur la figure 1 , la centrale est représentée avec N=2 groupes de modules photovoltaïques et M=3 modules photovoltaïques par groupe de modules.
Le système de l'invention est destiné à estimer, in fine, la perte de production ou de puissance énergétique d'un module photovoltaïque en fonctionnement de la centrale photovoltaïque, ce module étant potentiellement défectueux. L'estimation peut être réalisée lorsque la centrale photovoltaïque est en cours de fonctionnement. Par les termes "en fonctionnement" ou "en cours de fonctionnement", on entend que le module photovoltaïque ou la centrale photovoltaïque est en cours de production d'une énergie électrique, par conversion d'une énergie lumineuse incidente.
Pas module photovoltaïque défectueux, on entendra dans cette demande un module ayant une production électrique inférieure à la production qu’il devrait normalement fournir dans les conditions dans lesquelles il se trouve.
En référence à la figure 3, le système d'estimation comporte les éléments suivants :
Un dispositif d'acquisition de la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
Des moyens d'acquisition des données environnementales, au niveau de la centrale ou de sa géographie proche, notamment la température ambiante, l'irradiance (c'est-à-dire la puissance d'un flux lumineux incident), la vitesse du vent ;
Un calculateur ;
Le dispositif d'acquisition de la température d'un module photovoltaïque peut être formé d'un dispositif d'acquisition d'images thermiques et/ou de capteurs de température intégrés au module photovoltaïque. Le dispositif d'acquisition d'images thermiques est apte à prendre des images thermiques d'un module photovoltaïque. Il peut être formé d'une caméra thermique 1 portée par un opérateur ou par un drone, se déplaçant pour balayer chaque module photovoltaïque de la centrale.
Les moyens d'acquisition des données environnementales sont destinés à récupérer les données météo nécessaires à la mise en oeuvre du procédé de l'invention. De manière non limitative, ils peuvent comporter des capteurs, installés au niveau de la centrale photovoltaïque, par exemple capteur thermique 4 pour mesurer la température ambiante, capteur d'irradiance 2, anémomètre 3 pour mesurer la vitesse du vent. Ils peuvent également récolter des données météo disponibles sur des serveurs distants, via un réseau de communication.
Le calculateur 5 est destiné à estimer la puissance électrique du module photovoltaïque, potentiellement défectueux, du groupe i de module photovoltaïques. Le calculateur 5 comporte plusieurs modules logiciels fonctionnels décrits ci-après, qui permettent de réaliser des calculs intermédiaires nécessaires pour l'estimation de la puissance électrique du module photovoltaïque.
La caméra thermique 1 et les moyens d'acquisition des données environnementales sont avantageusement connectés au calculateur 5 pour lui transmettre leurs données de mesure. Le transfert de données vers le calculateur 5 peut être réalisé de manière automatique et/ou par un opérateur en utilisant une interface homme-machine adaptée.
Partant de cette architecture, le procédé de l'invention permet en premier lieu d'estimer la puissance électrique d'un module photovoltaïque, dit module photovoltaïque cible, du groupe i de modules photovoltaïques. Ce procédé pourra être exécuté pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques. Le procédé suit les étapes décrites ci-dessous.
Etape E0 - Acquisition des données environnementales
Grâce aux moyens d'acquisition des données environnementales, le système acquiert les données nécessaires à la mise en oeuvre du procédé. Selon les moyens disponibles, elles sont mesurées et/ou récupérées sur des serveurs distants, pour le groupe i de modules photovoltaïques. Ces données sont transférées au calculateur 5. Ces données sont les suivantes :
• Gh (W/m2) : irradiance globale au niveau horizontal ;
• Tamb (°C) : Température ambiante ;
• WindSpeed (m/s) : Vitesse du vent ;
Par ailleurs, comme l’inclinaison et l'orientation des modules photovoltaïques dans chaque groupe i de modules photovoltaïques sont connues, le calculateur 5 peut déterminer le paramètre :
• Gp (W/m2) qui correspond à l'irradiance au niveau du plan du module photovoltaïque ;
Etape E1 - Acquisition de données de température au niveau de chaque module et détermination de la température moyenne de chaque module photovoltaïque
L'acquisition des données de température est mise en oeuvre avantageusement à l'aide d'une caméra thermique 1. Elle pourrait être réalisée à l'aide des données fournies par des capteurs de température intégrés à chaque module photovoltaïque. Les données acquises pour le groupe i de modules photovoltaïques sont ensuite transférées au calculateur 5 pour traitement.
L'acquisition d'images thermiques est réalisée lorsque les conditions de mesure radiométrique sont satisfaisantes, avec par exemple G supérieur ou égal à 600W/m2 et un vent stable de vitesse inférieure ou égale à 15km/h. Les conditions sont précisées de façon plus détaillée dans la demande de brevet WO2016/189052A1 .
Pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques, son image thermique est ensuite découpée ou segmentée virtuellement par le calculateur 5 en plusieurs zones de température. Chaque zone de température est caractérisée par une température propre qui est uniforme ou quasi-uniforme sur toute la zone. Deux zones thermiques adjacentes ou contigües sont considérées comme distinctes lorsqu'elles présentent entre elles une différence de température supérieure à une valeur seuil prédéfinie, par exemple égale à 10°C. Par quasi-uniforme, on veut dire que la température peut varier d'un point à un autre de la zone thermique, mais que la différence de température entre deux points d'une même zone reste toujours inférieure à ladite valeur seuil prédéfinie. Une zone thermique, dite chaude, est donc une zone dont la température dépasse la température des autres zones de la valeur seuil prédéfinie.
A chaque zone thermique, le calculateur 5 associe ensuite une température déterminée représentative de la température de la zone. Cette température affectée à chaque zone peut être une température moyenne déterminée à partir de toutes les températures de la zone.
Le calculateur 5 détermine ensuite la température moyenne de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques. Cette température du module photovoltaïque j dans le groupe i de modules photovoltaïques est référencée
(°C).
Etape E2 - Sélection d'un module photovoltaïque de référence
Lors de cette étape, le calculateur 5 sélectionne au moins un module photovoltaïque de référence (référencé Mref avec Mref appartenant à Module s Ref (j,y) dans le groupe i de modules photovoltaïques. Un module photovoltaïque de référence est un module photovoltaïque considéré comme sain, distinct du module photovoltaïque cible.
Le module photovoltaïque de référence Mref est un module photovoltaïque analogue au module photovoltaïque cible (c'est-à-dire avec les mêmes caractéristiques techniques - situé dans la même chaîne, avec la même orientation et la même inclinaison) et non défectueux. Il fait partie du même groupe i de modules photovoltaïques que le module photovoltaïque cible. Il dispose d'une distribution de température homogène sur l'ensemble de ses zones. Autrement dit, il ne comporte aucune zone thermique chaude au sens défini ci-dessus lors de l'étape E1 .
Sur la figure 3, deux modules photovoltaïques M1 ,1 , M1 ,2 du groupe 1 de modules photovoltaïques ont été représentés. L'un des deux est défectueux et l'autre module photovoltaïque est sain et peut ainsi être choisi comme le module photovoltaïque de référence Mref. L'ensemble des modules photovoltaïques de référence d'un même groupe i de modules photovoltaïques est référencé ModulesRef(i)-
Etape E3 - Estimation de la puissance électrique fournie par le module photovoltaïque de référence
Le module photovoltaïque de référence étant sain, le calculateur 5 peut estimer la puissance électrique théorique qu'il serait à même de fournir. Le calculateur s'appuie sur la formule suivante (équation (2)) :
Dans laquelle :
• β (%/°C) est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ;
• γ(%/an) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale en année ;
• PSTC (W) est la puissance de référence délivrée par un module photovoltaïque dans des conditions standards (1000W/m2, 25°C) ;
• T(i,j) correspond dans ce cas à la température moyenne du module photovoltaïque de référence ;
On comprend que le calculateur 5 s'appuie notamment sur des données prémémorisées, liées au vieillissement du module photovoltaïque et de la centrale.
Pelec(i,j) correspond ainsi à la puissance électrique que devrait théoriquement fournir le module photovoltaïque de référence Mref, à sa température T(i,j) mesurée.
Etape E4
De manière connue, l'équation de balance énergétique d'un module photovoltaïque est la suivante (équation (3)) : α x Gp(i) = Pelec(i,j) + Upv x (T(i,j) - Tamb) x A
Dans laquelle :
• a est le facteur d’absorption du module photovoltaïque, sa valeur théorique est entre [0.8-0.9]
• [/pr(W/°C/m2) est le coefficient d'échange thermique du module photovoltaïque ;
De manière connue, ce coefficient d'échange thermique du module photovoltaïque peut être exprimée par la relation suivante (équation (4)) :
■ Upv = 24.1 + 2.9 * WindSpeed
On observe cependant que l’équation (3) n’est pas respectée pour tous les modules photovoltaïques sains. Cela peut venir de plusieurs raisons :
• Vieillissement non homogène ou salissure qui impacte le facteur d’absorption du module photovoltaïque ;
• La vitesse du vent et la température ambiante peuvent varier localement, d'un module photovoltaïque à un autre ; Dans un même groupe i de modules, ces deux paramètres peuvent être considérés comme identiques d'un module photovoltaïque à un autre du groupe ;
Il est donc pertinent de faire en sorte que la relation de balance énergétique soit respectée. Pour cela, il est nécessaire de considérer les paramètres corrigés suivants :
• ac(i) est le facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Tambc(f) est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• WindSpeedc(f) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Pelecc i,j) est la puissance électrique corrigée fournie par chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques ;
Un module photovoltaïque de référence, avec ces paramètres corrigés, respectera ainsi la relation de balance énergétique (équation (5)) :
Etape E4.1
L'un des principes de l'invention consiste à déterminer des paramètres environnementaux corrigés en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique du module photovoltaïque de référence et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis initialement lors de l'étape E0.
Le calculateur 5 est ainsi amené à déterminer les trois paramètres ac(i), Tambc(C), WindSpeedc(C) qui permettent de vérifier l'équation de balance énergétique. Pour cela, le calculateur 5 tient compte des contraintes suivantes :
(équation (6))
En respectant ces contraintes, le calculateur 5 est également amené à minimiser une fonction f de pondération des trois paramètres corrigés ac(j), Tambc(C), WindSpeedc(i), par rapport aux paramètres acquis initialement lors de l'étape E0. Pour chaque paramètre, un coefficient de pondération distinct est appliqué, selon l'influence de ce paramètre.
A titre d'exemple, l'expression de la fonction f peut être la suivante :
En variante, le calculateur peut également s'appuyer sur l'expression f suivante :
Avec :
• Pelecc(i,j) qui correspond à la puissance électrique corrigée pour le module photovoltaïque de référence.
• AP qui correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module photovoltaïque de référence. A titre d'exemple, on peut choisir AP = 10%.
• C1, C2, C3 qui sont des facteurs de pondération. A titre d’exemple, on peut choisir C1 = 100, C2=C3=1. Le facteur d'absorption varie très peu en comparaison de la température ambiante et de la vitesse du vent.
• ModulesRef(i) qui correspond au(x) module(s) photovoltaïques de référence, c'est-à-dire sains, présents dans le groupe i de modules. Pelecc(i,j) correspond à la puissance électrique fournie par le module photovoltaïque de référence, déterminée à l'étape E3.
Etape E4.2
Le calculateur 5 est amené à résoudre le problème d'optimisation évoqué ci- dessus. Il s'agit d'un problème d'optimisation non-linéaire qu'il est possible de résoudre avec des solveurs de type "fmincon".
Etape E5
Une fois les trois paramètres corrigés obtenus ( ac(i), Tambc(C) , WindSpeedc(i)) par résolution du problème d'optimisation, il est possible de déterminer la puissance électrique Pelecc(i,j) fournie par chaque module photovoltaïque Mi,j en s'appuyant sur la relation (5) ci-dessus, notamment celle du module photovoltaïque cible.
Par la suite, le calculateur 5 peut estimer la perte de puissance PowerLoss(ij) de chaque module par rapport à la moyenne de puissance des modules photovoltaïques de référence du même groupe de modules photovoltaïques, par la relation suivante :
En déterminant cette perte de puissance pour chaque module photovoltaïque, le calculateur 5 est en mesure d'identifier, au sein d'un groupe de plusieurs modules photovoltaïques, les modules photovoltaïques qui sont défectueux, par exemple en comparant la perte de puissance calculée pour le module photovoltaïque avec une
valeur seuil mémorisée. Chaque module photovoltaïque déclaré comme défectueux pourra faire l'objet d'actions spécifiques de diagnostic et/ou de maintenance.
Comme illustré par la figure 4, l'architecture du système d'estimation de l'invention peut être décrit de la manière suivante :
L'étape EO est mise en oeuvre par les moyens d'acquisition des données environnementales du système. Il s'agit donc par exemple de mesurer la vitesse du vent, la température ambiante et l'irradiance. Ces données peuvent également être récupérées par le calculateur en se connectant sur un serveur météo distant. Sur la figure 4, de manière non limitative, nous avons représenté les différents capteurs 2, 3, 4 nécessaires à la prise de ces mesures.
L'étape E1 est mise en oeuvre à la fois par le dispositif d'acquisition des données de température et par un module de traitement MT du calculateur 5, chargé de traiter les données de mesure pour affecter une température moyenne à chaque module photovoltaïque. Sur la figure 4, de manière non limitative, l'acquisition des données est réalisée par la caméra thermique 1 . L'étape E2 est mise en oeuvre par un module de sélection MS du calculateur 5, celui-ci étant chargé de sélectionner un module photovoltaïque de référence Mref.
L'étape E3 est mise en oeuvre par un premier module de calcul MC1 du calculateur 5, destiné à calculer la puissance électrique Peiec i,j) théorique fournie par le module photovoltaïque de référence Mref à sa température.
L'étape E4 est mise en oeuvre par un deuxième module de calcul MC2 du calculateur, destiné à résoudre le problème d'optimisation en vue de déterminer les trois paramètres environnementaux recherchés.
L'étape E5 est mise en oeuvre par un troisième module de calcul MC3 du calculateur, destiné à estimer la puissance électrique réelle Pelecc i,j) fournie par chaque module photovoltaïque M i,j , notamment celle du module photovoltaïque cible, et la perte de puissance PowerLoss i ) de chaque module photovoltaïque.
Le calculateur pourra embarquer avantageusement des moyens de détermination de l'état de chaque module photovoltaïque par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module photovoltaïque avec une valeur seuil. Si le module photovoltaïque est considéré comme défectueux (c'est-à-dire
lorsque sa perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil), le calculateur 5 peut être configuré pour activer des moyens de mise en diagnostic et/ou en maintenance de ce module photovoltaïque. L'invention décrite ci-dessus est donc une solution particulièrement simple et fiable pour déterminer la puissance électrique fournie par chaque module et en déduire éventuellement une perte de puissance d'un module défectueux dans une centrale photovoltaïque. Elle pourra par exemple être utilisée pour identifier au sein d’un groupe de modules photovoltaïques certains modules photovoltaïques qui seront considérés comme défectueux du fait d’une perte de puissance supérieure à un certain seuil. Ces modules photovoltaïques pourront alors faire l’objet d’actions spécifiques de diagnostic ou de maintenance.
Claims
1 . Procédé d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque dit cible, présent parmi un groupe de plusieurs modules photovoltaïques d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes :
- Acquisition de paramètres environnementaux suivants pour le groupe i de modules photovoltaïques : o Gh : irradiance globale au niveau horizontal ; o Tamb : Température ambiante ; o WindSpeed : Vitesse du vent ;
Détermination d'une température (T(i,j)) de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques et sélection d'au moins un module photovoltaïque de référence (Mref), distinct dudit module photovoltaïque cible, parmi le groupe i de modules photovoltaïques, ayant une température, dite température de référence, qui est homogène,
Détermination d'une puissance électrique Pelec (i,j) théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence, Détermination de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels ledit module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique du module photovoltaïque de référence et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis,
Détermination de la puissance électrique corrigée Pelecc(i,j) dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés.
2. Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce que l'étape d'acquisition des paramètres environnementaux comporte une étape de mesure desdits paramètres.
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l'étape de détermination de la température (T(i,j)) de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques est réalisée à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque dudit groupe i de modules photovoltaïques.
4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante :
Dans laquelle :
•
est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ;
• y(%/an) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ;
• PSTC (W) est la puissance de référence dans des conditions standards (1000W/m2, 25°C) ;
• T(i,j) correspond à une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ;
5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que l'étape de détermination des paramètres environnementaux corrigés est mise en oeuvre en résolvant un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes :
Et en minimisant la fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis,
Dans lesquelles :
• Gp(j) correspond à l'irradiance au niveau du plan du module de référence ;
• ac(i) est le facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Tambc(i) est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• T(i,f) est une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ;
• WindSpeedc(C) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules ;
• Pelecc(i,f) est la puissance électrique corrigée pour le module de référence ;
• ΔP correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module de référence ;
• ModulesRef(i) correspond au(x) module(s) de référence présents dans le groupe i de modules ;
6. Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante :
Dans laquelle :
• Cl, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
7. Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante :
Dans laquelle :
• Cl, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de détermination de la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible, distinct du module de référence.
9. Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module photovoltaïque cible avec une valeur seuil.
10. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'il comporte une étape de mise en diagnostic et/ou en maintenance du module photovoltaïque cible lorsque ladite perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil.
1 1. Système d'estimation de la puissance électrique d'un module photovoltaïque, dit cible, présent parmi un groupe de plusieurs modules d'une centrale photovoltaïque, référencé groupe i de modules, caractérisé en ce qu'il comporte :
Des moyens d'acquisition de paramètres environnementaux suivants : o Gh : irradiance globale au niveau horizontal ; o Tamb : Température ambiante ; o WindSpeed : Vitesse du vent ;
Un module de détermination (MT) d'une température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules et un module de sélection (MS) d'au moins un module photovoltaïque de référence (Mref) parmi le groupe i de
22 modules, distinct dudit module photovoltaïque cible, ledit module de référence (Mref) ayant une température, dite température de référence, qui est homogène,
Un premier module de calcul (MC1 ) d'une puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence à la température de référence,
Un deuxième module de calcul (MC2) de paramètres environnementaux corrigés pour lesquels le module photovoltaïque de référence fournit la puissance électrique théorique, en tenant compte de contraintes sur la balance énergétique du module photovoltaïque de référence et d'une fonction de pondération appliquée aux paramètres environnementaux acquis,
Un troisième module de calcul (MC3) de la puissance électrique dudit module photovoltaïque cible à partir des paramètres environnementaux corrigés.
12. Système selon la revendication 11 , caractérisé en ce que les moyens d'acquisition des paramètres environnementaux comportent des moyens de mesure desdits paramètres.
13. Système selon la revendication 1 1 ou 12, caractérisé en ce que le module de détermination (MT) est configuré pour déterminer la température de chaque module photovoltaïque du groupe i de modules photovoltaïques à partir d'une image thermique acquise pour chaque module photovoltaïque du groupe i de modules.
14. Système selon l'une des revendications 11 à 13, caractérisé en ce que la puissance électrique théorique fournie par le module photovoltaïque de référence est déterminée à partir de la relation suivante :
Dans laquelle :
•
est un facteur de perte de puissance en fonction de la température ;
• y(%/an) est un facteur de vieillissement de la centrale photovoltaïque ;
• Y correspond à l’âge de la centrale photovoltaïque en année ;
• PSTC (W) est la puissance de référence dans des conditions standards (1000W/m2, 25°C) ;
• T(i,j) correspond à une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ;
23
15. Système selon l'une des revendications 11 à 14, caractérisé en ce que le deuxième module de calcul (MC2) des paramètres environnementaux corrigés est configuré pour résoudre un problème d'optimisation non linéaire défini par les contraintes suivantes :
Et en minimisant la fonction f de pondération sur lesdits paramètres environnementaux corrigés par rapport aux paramètres environnementaux acquis,
Dans lesquelles :
• Gp(j) correspond à l'irradiance au niveau du plan du module photovoltaïque de référence ;
• ac(i) est le facteur d’absorption corrigé pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Tambc(l) est la température ambiante corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• T(i,f) est une température égale à la température de référence du module photovoltaïque de référence ;
• WindSpeedc(C) est la vitesse du vent corrigée pour le groupe i de modules photovoltaïques ;
• Peleec(i,j) est la puissance électrique corrigée pour le module photovoltaïque de référence ;
• AP qui correspond à une tolérance en puissance acceptée pour le module photovoltaïque de référence ;
• ModulesRef(i) correspond à l'ensemble des modules photovoltaïque de référence présents dans le groupe i de modules ;
16. Système selon la revendication 15, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante :
Dans laquelle :
• C1, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
17. Système selon la revendication 15, caractérisé en ce que ladite fonction f de pondération est la suivante :
24
Dans laquelle :
• C1, C2, C3 sont des facteurs de pondération choisis ;
18. Système selon l'une des revendications 11 à 17, caractérisé en ce que le troisième module de calcul (MC3) est configuré pour déterminer la perte de puissance électrique du module photovoltaïque cible.
19. Système selon la revendication 18, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens de détermination de l'état du module photovoltaïque cible par comparaison de ladite perte de puissance électrique déterminée pour ce module avec une valeur seuil.
20. Système selon la revendication 19, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens de mise en diagnostic et/ou en maintenance dudit module photovoltaïque cible lorsque sa perte de puissance électrique déterminée est supérieure à ladite valeur seuil.
Priority Applications (1)
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