Sistema y procedimiento para el diagnostico de fallos en instalaciones fotovoltaicas.

Es de aplicación en sistemas fotovoltaicos con MPPT (seguimiento del punto de máxima potencia) distribuido - p.e. sistemas con optimizadores de potencia o microinversores.

El sistema incluye, por lo menos, un generador fotovoltaico, equipos seguidores del punto de máxima potencia cada módulo o cada pocos módulos, sensores de voltaje y corriente en cada equipo seguidor del punto de máxima potencia, una electrónica de comunicación en cada módulo, una tarjeta de comunicación centralizada para la recepción de datos, memoria física para el almacenamiento de datos y un pequeño microprocesador para el procesado de los datos.

La detección automática, el nivel de gravedad y la localización de fallos permite una rápida solución de los mismos, aumentando así la disponibilidad energética y, por tanto, disminuyendo el coste de la electricidad producida por la instalación.

Sistema y procedimiento para el diagnóstico de fallos en instalaciones fotovoltaicas

SECTOR TÉCNICO

La presente invención pertenece al campo técnico de la generación de energía eléctrica, en concreto, al campo de las instalaciones fotovoltaicas.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

En la actualidad el proceso de diagnóstico de fallos en centrales fotovoltaicas consiste en, una vez detectada una pérdida de potencia, caracterizar la central. Para ello existen procedimientos internacionalmente reconocidos para la caracterización eléctrica de los principales elementos que componen una central fotovoltaica. Un caso concreto es el definido en el siguiente estándar de la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC) que sirve para caracterizar generadores fotovoltaicos:

• IEC 61829. Cr y stalline silicon photovoltaic (PV) array - On-site measurement of I-V characteristics. TC/SC 82. Edition 1.0 (1995-03)

Sin embargo, la aplicación de esta norma para la caracterización de una central fotovoltaica en su conjunto conlleva una serie de dificultades.

En primer lugar, es necesaria la presencia de personal experto en la central, suponiendo esto un coste elevado, al que hay que añadir el coste energético por la paralización de la central durante las pruebas.

En segundo lugar, este personal debe hacer uso de equipamiento técnico avanzado, como trazadores de curvas tensión-corriente, cámaras termográficas, multímetros y sensores calibrados. Estos equipos son costosos y, en muchos casos, requieren una fabricación específica ya que no están disponibles en el mercado, especialmente los trazadores de curvas tensión-corriente.

En tercer lugar hay que añadir la incertidumbre generada por los equipos de medida y, sobre todo, en la extrapolación a condiciones estándar de medida, la cual puede llegar a ser de un 5% y solo se puede realizar en ciertas condiciones meteorológicas, como bien indica la normativa IEC 60891. Y a esta incertidumbre hay que añadir la incertidumbre del sensor de referencia, fácilmente por encima del 3%.

Y, por último, añadir el tiempo necesario para llevar a cabo la caracterización de toda una central que puede estar constituida por 300.000 módulos repartidos en 350 hectáreas o la incomodidad, y asimismo el tiempo, de llevar a cabo ese mismo proceso en una cubierta donde los espacios para el tránsito son mínimos o inexistentes.

En el contexto de la presente invención, son conocidas las patentes EP1403649 y US20110088744.

La patente EP1403649 presenta un método para el diagnóstico de generadores fotovoltaicos defectuosos de una instalación fotovoltaica. No obstante, este método diagnostica fallos en todo el generador, como una sombra, pero no indica el módulo exacto donde existe el fallo. Además, requiere del uso de sensores de referencia introduciendo la incertidumbre mencionada.

La patente US20110088744 muestra un método para detectar fallos en módulos mediante la temperatura de los diodos de cada módulo. Sin embargo, pueden existir fallos en los módulos sin que el diodo entre en conducción, y, por tanto, sin que varíe su temperatura, pasando éstos inadvertidos. Además, no diagnostica el fallo sino que solo detecta y sigue siendo necesario recorrer toda la instalación midiendo la temperatura en cada diodo y es necesario un equipo de medida como una cámara termográfica.

Además, existen equipos que llevan a cabo el seguimiento del punto de máxima potencia a nivel de módulo, optimizadores de potencia y microinversores, y que tienen la posibilidad de tomar medidas de tensión y corriente de cada módulo, permitiendo ver si algún módulo rinde por debajo de los demás. Sin embargo, ninguno de estos sistemas lleva a cabo un procedimiento inteligente para diagnosticar el tipo de fallo y básicamente se limitan a indicar que módulo rinde por debajo de lo esperado y el porcentaje de pérdidas, haciendo necesaria la presencia de un experto para determinar la naturaleza del fallo.

No obstante, era deseable un sistema y un procedimiento que ofreciera un diagnóstico de fallos fiable y a nivel de módulo, elimine el uso de equipos técnicos avanzados y no haga necesaria la presencia de un experto, reduciendo así el coste del diagnóstico. La presente invención se desarrolla con el fin de mejorar las limitaciones existentes en el estado de la técnica en este sector.

DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN

La presente invención resuelve los problemas existentes en el estado de la técnica. Por un lado, elimina necesidad de llevar a cabo una caracterización completa de la central fotovoltaica por un experto, los costos de esta caracterización y de los equipos necesarios para la misma, la necesidad de parar la central durante el proceso de medida y la incertidumbre asociada a la extrapolación a condiciones estándar de medida y a los sensores de referencia. Por otro lado, permite un diagnóstico remoto de los fallos en la central fotovoltaica y las pérdidas ocasionadas por los mismos.

El procedimiento y sistema de diagnóstico de fallos presenta una serie de ventajas sobre las patentes y métodos mencionados en el estado de la técnica. Entre ellas, se destacan las siguientes:

• Permite el diagnóstico remoto de fallos, eliminando la necesidad de un experto "in-situ".

• Elimina la necesidad de caracterizar la central completa para su diagnóstico.

• Elimina el uso de costosos equipos de medida, como las cámaras termográficas y los trazadores de curvas tensión-corriente.

• Sus resultados sirven para alertar al usuario de la instalación de donde está el fallo, las pérdidas que causa y como proceder a su arreglo.

El sistema para el diagnóstico de fallos en instalaciones fotovoltaicas comprende:

- Medios para medir el voltaje de un conjunto de módulos fotovoltaicos en un intervalo de tiempo.

- Medios para medir la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos en un intervalo de tiempo.

- Medios de procesamiento para calcular la potencia normalizada de cada uno de los módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos a partir de la potencia máxima de cada módulo medida en un intervalo de tiempo. Dichos medios de procesamiento comparan el valor de potencia normalizado de un módulo con un umbral de potencia normalizada para diagnosticar un fallo en dicho módulo fotovoltaico.

Análogamente, el procedimiento de diagnóstico de fallos en instalaciones fotovoltaicas incluye los siguientes pasos:

- Medir el voltaje de un conjunto de módulos fotovoltaicos en un intervalo de tiempo.

- Medir la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos en un intervalo de tiempo.

- Calcular la potencia normalizada de cada uno de los módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos a partir de la potencia máxima de cada módulo medida en un intervalo de tiempo.

- Comparar el valor de potencia normalizado de un módulo con un umbral de potencia normalizada para diagnosticar un fallo en dicho módulo fotovoltaico.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

Figura1: Describe una topología donde se coloca el equipo convertidor de corriente continua a alterna de forma centralizada.

Figura2: Describe otra topología donde se coloca el equipo convertidor de corriente continua a alterna por cada equipo seguidor del punto de máxima potencia. En esta figura se detallan además otros componentes como la unidad remota 9

o una unidad de procesamiento 8 válidas para la topología de la figura anterior.

Figura 3: Potencias normalizadas de cinco módulos. Se puede observar como en los momentos que no hay fallos en ningún módulo las potencias normalizadas son prácticamente iguales en todos los módulos.

Figura 4: Efecto de sombras sobre la potencia normalizada de un módulo. Se puede observar que la primera sombra, de un obstaculo lejano, es de mucha menos duración que la última, de un obstaculo al lado del módulo.

DESCRIPCIÓN DE UNA REALIZACIÓN PREFERIDA

A continuación se describe con referencia a las figuras un modo de realización que no ha de considerarse limitativo del alcance de la presente invención.

Se describe un procedimiento y un sistema que lo implementa que permite el diagnóstico automático de los fallos de una central fotovoltaica con dos tipos de topología diferente, con optimizadores de potencia o micro-inversores. Ambas topologías...

1. Sistema para el diagnóstico de fallos en instalaciones fotovoltaicas caracterizado por que comprende:

- medios para medir el voltaje (7) de un conjunto de módulos fotovoltaicos (1) en un intervalo de tiempo,

- medios para medir la intensidad (6) de una pluralidad de módulos fotovoltaicos (1) en un intervalo de tiempo,

- medios de procesamiento (8) configurados para calcular la potencia normalizada de cada uno de los módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos (1) a partir de la potencia máxima de cada módulo medida en un intervalo de tiempo, con dichos medios procesamiento configurados además para comparar el valor de potencia normalizado de un módulo

(1) con un umbral de potencia normalizada para diagnosticar un fallo en dicho módulo fotovoltaico (1) .

2. Sistema según la reivindicación 1, caracterizado por que los medios de procesamiento están configurados, además, para comparar la duración del fallo con un umbral temporal para identificar la distancia del módulo (1) a un posible obstáculo causante del fallo.

3. Sistema según la reivindicación 2, caracterizado por que si la duración del fallo es superior a un umbral temporal, el fallo se asocia con un obstáculo cercano.

4. Sistema según la reivindicación 2, caracterizado por que si la duración del fallo es menor a un umbral temporal, el fallo se asocia con un obstáculo lejano.

5. Sistema según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que los medios de procesamiento (8) están configurados además para comparar la potencia normalizada de un módulo (1) con la potencia de una pluralidad de módulos fotovoltaicos a fin de identificar un módulo fotovoltaico sin fallos.

6. Sistema según la reivindicación 5, caracterizado por que los medios de procesamiento (8) están configurados para comparar el voltaje y la intensidad del módulo (1) con el voltaje y la intensidad de un conjunto de módulos fotovoltaicos a fin de identificar diferencias de dicho voltaje y de dicha intensidad de dicho módulo fotovoltaico (1) con el voltaje y la intensidad de una pluralidad de módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos para diagnosticar al menos uno de los siguientes fallos:

- riesgo de punto caliente,

- suciedad localizada,

- suciedad generalizada,

- degradación,

o una combinación de los anteriores.

7. Sistema según la reivindicación 6, caracterizado por que los medios de procesamiento (8) están configurados para diagnosticar riesgo de punto caliente cuando el voltaje del módulo (1) es inferior al voltaje de una pluralidad de módulos fotovoltaicos y cuando la intensidad del módulo es sustancialmente igual a la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos.

8. Sistema según la reivindicación 6, caracterizado por que los medios de procesamiento (8) están configurados para diagnosticar suciedad localizada cuando el voltaje del módulo (1) es superior al voltaje de una pluralidad de módulos fotovoltaicos y cuando la intensidad del módulo (1) es inferior a la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos.

9. Sistema según la reivindicación 6, caracterizado por que los medios de procesamiento (8) están configurados para diagnosticar suciedad generalizada cuando el voltaje del módulo fotovoltaico (1) es sustancialmente igual al voltaje de una pluralidad de módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos y cuando la intensidad es inferior a la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos.

10. Sistema según la reivindicación 6, caracterizado por que los medios de procesamiento (8) están configurados para diagnosticar degradación cuando el voltaje del módulo fotovoltaico (1) es inferior al voltaje de una pluralidad de módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos y cuando la intensidad es inferior a la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos.

11. Sistema según las reivindicaciones 9 o 10, caracterizado por que comprende además un sensor de temperatura y un sensor de radiación y por que los medios de procesamiento están configurados para extrapolar a condiciones estándar de medida y comparar con los valores del fabricante previamente almacenados.

12. Sistema según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado por que comprende además unos medios de comunicación configurados para comunicar el resultado de las comparaciones realizadas a una central remota o local (9) .

13. Método para el diagnóstico de fallos en instalaciones fotovoltaicas caracterizado por que comprende:

- medir el voltaje (7) de un conjunto de módulos fotovoltaicos (1) en un intervalo de tiempo,

- medir la intensidad (6) de una pluralidad de módulos fotovoltaicos (1) en un intervalo de tiempo,

- calcular la potencia normalizada de cada uno de los módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos (1) a partir de la potencia máxima de cada módulo medida en un intervalo de tiempo,

- comparar el valor de potencia normalizado de un módulo (1) con un umbral de potencia normalizada para diagnosticar un fallo en dicho módulo fotovoltaico (1) .

14. Método según la reivindicación 13, caracterizado por que los medios de procesamiento están configurados, además, para comparar la duración del fallo con un umbral temporal para identificar la distancia del módulo (1) a un posible obstáculo causante del fallo.

15. Método según la reivindicación 14, caracterizado por que si la duración del fallo es superior a un umbral temporal, el fallo se asocia con un obstáculo cercano.

16. Método según la reivindicación 15, caracterizado por que si la duración del fallo es menor a un umbral temporal, el fallo se asocia con un obstáculo lejano.

17. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores 13 a 16, caracterizado por que comprende además una etapa para comparar la potencia normalizada de un módulo (1) con la potencia de una pluralidad de módulos fotovoltaicos a fin de identificar un módulo fotovoltaico sin fallos.

18. Método según la reivindicación 17, caracterizado por que comprende además una etapa para comparar el voltaje y la intensidad del módulo (1) con el voltaje y la intensidad de un conjunto de módulos fotovoltaicos a fin de identificar diferencias de voltaje y de intensidad de dicho módulo fotovoltaico (1) con el voltaje y la intensidad de una pluralidad de módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos para diagnosticar al menos uno de los siguientes fallos:

- riesgo de punto caliente,

- suciedad localizada,

- suciedad generalizada,

- degradación,

o una combinación de los anteriores.

19. Método según la reivindicación 18, caracterizado por que se diagnostica riesgo de punto caliente cuando el voltaje del módulo (1) es inferior al voltaje de una pluralidad de módulos fotovoltaicos y cuando la intensidad del módulo es sustancialmente igual a la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos.

20. Método según la reivindicación 18, caracterizado por que se diagnostica suciedad localizada cuando el voltaje del módulo (1) es superior al voltaje de una pluralidad de módulos fotovoltaicos y cuando la intensidad del módulo (1) es inferior a la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos.

21. Método según la reivindicación 18, caracterizado por que se diagnostica suciedad generalizada cuando el voltaje del módulo fotovoltaico (1) es sustancialmente igual al voltaje de una pluralidad de módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos y cuando la intensidad es inferior a la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos.

22. Método según la reivindicación 18, caracterizado por que se diagnostica degradación cuando el voltaje del módulo fotovoltaico (1) es inferior al voltaje de una pluralidad de módulos del conjunto de módulos fotovoltaicos y cuando la intensidad es inferior a la intensidad de una pluralidad de módulos fotovoltaicos.

23. Método según las reivindicaciones 21 o 22, caracterizado por que comprende además una etapa para extrapolar a condiciones estándar de medida y comparar con los valores del fabricante previamente almacenados.

24. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores 13 a 23, caracterizado por que comprende además una etapa para comunicar el resultado de las comparaciones realizadas a una central remota o local (9) .

25. Método según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores 13 a 24, caracterizado por que comprende además una etapa para almacenar el resultado de comparar.