Procedimiento y dispositivo para la supervisión de una instalación fotovoltaica.

Procedimiento para la supervisión de al menos una parte de una instalación fotovoltaica (20) con las siguientesetapas:

- determinación de una energía de radiación solar diurna compensada en la temperatura HDíacomp en Wh/m2de la al menos una parte de la instalación, en la que

Puesta del solHDiacomp ≥ ∫ G * (1 - (T - 25K)* g PMPP) dt

Salida del sol

con

G ≥ potencia de radiación solar en W/m2,

T ≥ temperatura de la al menos una parte de la instalación en K,

g PMPP (T) ≥ coeficiente de temperatura de al menos un módulo fotovoltaico en 1/K de la al menos una partede la instalación con potencia máxima;

- determinación de una relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp en %, en la quecon

EDía ≥ energía diurna de la al menos una parte de la instalación en kWh,

PTheo ≥ potencia máxima posible en kW de la instalación fotovoltaica en condiciones de ensayo normalizadas;

y

- comparación de la relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada con un valorteórico de la relación de potencia para la al menos una parte de la instalación, en la que una desviaciónnegativa de la relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada con respecto alvalor teórico de la relación de potencia indica para la al menos una parte de la instalación la necesidad deuna verificación y, dado el caso, reparación de un defecto de la al menos una parte de la instalación.

Procedimiento y dispositivo para la supervisión de una instalación fotovoltaica La invención se refiere a un procedimiento y a un dispositivo para la supervisión de al menos una parte de una instalación fotovoltaica o de una instalación fotovoltaica completa.

Una instalación fotovoltaica con una potencia en el intervalo de varios megavatios es una central eléctrica, en la que por medio de células fotovoltaicas se transforma la energía de radiación del sol en energía eléctrica en forma de corriente continua. Una célula fotovoltaica sirve como convertidor de la energía de radiación a través de la utilización del efecto fotovoltaico. En virtud de la tensión eléctrica reducida de una célula fotovoltaica individual (aproximadamente 0, 5 voltios) , se agrupan varias células para formar un módulo fotovoltaico. Varios módulos fotovoltaicos se conectan para formar una secuencia conectada en serie.

Por lo tanto, una instalación fotovoltaica comprende normalmente un número de módulos fotovoltaicos, que comprenden en cada caso una pluralidad de células fotovoltaicas conectadas eléctricamente entre sí. Para la alimentación de la corriente continua generada por la instalación fotovoltaica a la red pública de corriente, la corriente continua debe ser convertida, dado el caso, por medio de vibradores en corriente alterna. Para la conexión de módulos fotovoltaicos individuales entre sí y/o con la red pública de corriente y/o con un consumidor está previsto al menos un sistema de línea eléctrica, dado el caso, además, con cajas de acoplamiento y/o cajas de generadores, en las que se lleva a cabo eléctricamente una conexión de módulos fotovoltaicos.

En este caso, las instalaciones fotovoltaicas con una potencia en el intervalo de varios megavatios ocupan una superficie de instalación grande, que es la mayoría de las veces superior a un kilómetro cuadrado. Con frecuencia, las instalaciones fotovoltaicas están también fuertemente ramificadas, de manera que, dado el caso, se utilizan áreas libres distanciadas entre sí y sometidas a alta radiación solar para la instalación de módulos fotovoltaicos que comprenden una pluralidad de células fotovoltaicas. La distancia entre los módulos fotovoltaicos individuales de una instalación fotovoltaica puede ser en este caso superior a un kilómetro. La geometría de una instalación fotovoltaica y las distancias entre módulos fotovoltaicos individuales dependen de la o de las superficies de terreno disponibles. En este caso, se seleccionan con preferencia la disposición y el número de edificios operativos de tal manera que las distancias de los módulos fotovoltaicos individuales con respecto a los edificios operativos está realizada lo más uniforme posible y las líneas de conducción de corriente entre los módulos fotovoltaicos y los edificios operativos ser posible iguales o de longitud similar. Las líneas de conducción de corriente se realizan hasta una longitud de más de 1200 m aproximadamente, con preferencia no mayores de 500 m aproximadamente.

Tales instalaciones fotovoltaicas no están dotadas la mayoría de las veces con personal, de manera que un defecto en una parte de la instalación fotovoltaica alejada, ya sea por una pluralidad de células fotovoltaicas defectuosas y/o por uno o varios módulos fotovoltaicos defectuosos y/o por una o varias roturas de líneas eléctricas en el sistema de conducción de la instalación y/o por un defecto en uno o varios vibradores, permanece con frecuencia no reconocida durante un periodo de tiempo prolongado y da como resultado un rendimiento reducido de la instalación. Una supervisión de todas las zonas de una instalación fotovoltaica alejada, en particular por medio de personal de servicio, requiere un gasto financiero y/o técnico alto y, por lo tanto, no es rentable.

Sin embargo, para posibilitar una supervisión de instalaciones fotovoltaicas, se emplean ya diferentes sistemas de auto diagnosis, que se indican a continuación.

Un primer sistema de auto diagnosis conocido se basa en que se comparan entre sí las corrientes de sumas de módulos fotovoltaicos individuales, que están reunidos en un vibrador. Tan pronto como una corriente de suma es reconocida como demasiado baja en comparación con las otras corrientes de suma, se emite un mensaje de error. A este respecto, en el transcurso del día apareen con frecuencia mensajes de error, puesto que en virtud de la sombra parcial de la instalación fotovoltaica en virtud del nublado variable se produce siempre de nuevo una desviación de una o varias corrientes de suma con respecto a una corriente de suma producida en otra parte de la instalación irradiada más fuertemente por el sol.

Un segundo sistema de auto diagnosis conocido se base en que e comparan entre sí las potencias parciales de diferentes vibradores. Tan pronto como una potencia actual es reconocida como demasiado baja en comparación con las otras potencias, se emite un mensaje de error. En este caso, sin embargo, se plantea el mismo problema que en el primer sistema de auto diagnosis.

Un tercer sistema de auto diagnosis conocido se basa en la formación de una relación entre la potencia alcanzada actualmente y la potencia alcanzable teóricamente de la instalación fotovoltaica en virtud de una potencia medida de la radiación solar. En este caso es problemático que en virtud de las condiciones variables del medio ambiente, en particular de las velocidades variables del viento y/o de la radiación solar condicionada por el tiempo atmosférico y/o por la época del año, no es posible una comparación de relaciones de potencia determinadas en diferentes días del año.

Un cuarto sistema de auto diagnosis conocido se basa en que se comparan entre sí energías normalizadas de diferentes vibradores. Sin embargo, en este caso se plantea el mismo problema que en el tercer sistema de auto diagnosis.

La publicación “Überwachung/Monitoring von Photovoltaikanlagen” G. D’Souza, L. Herzog, Bulletin SEV/VSE 10/94, 5 páginas 27 a 28, describe un concepto para una instalación de supervisión para asegurar el rendimiento de instalaciones fotovoltaicas.

La publicación “Analyse des Betriebsverhalten von Photovoltaikanlagen durch normierte Darstellung von Energieintrag und Leistung”, H. Häberlein, C. Beutler, Bulletin SEV/VSE 4/95, páginas 25 a 33, describe la posibilidad de comparan instalaciones fotovoltaicas de diferentes tamaños y ubicación local entre sí.

Las experiencias en instalaciones fotovoltaicas en el orden de magnitud de varios megavatios han mostrado, sin embargo, que las sombras parciales de la instalación fotovoltaica a través de nublado en un sistema de supervisión automático producen demasiados menajes de errores falsos, cuando el cociente entre el valor real y el valor teórico se compara en el plano de la potencia o bien sobre valores medios de la potencia con intervalos de tiempo cortos, con un valor de referencia específico de la instalación.

El documento US 2008/0106250 describe un procedimiento para la supervisión de una instalación fotovoltaica.

El cometido de la invención es preparar un procedimiento en cambio mejorado y un dispositivo mejorado para la supervisión de al menos una parte de una instalación fotovoltaica.

El cometido se soluciona para el procedimiento para la supervisión de al menos una parte de una instalación fotovoltaica con las siguientes etapas:

- determinación de una energía de radiación solar diurna compensada en la temperatura HDíacomp en Wh/m2 de al menos una parte de la instalación, en la que Puesta del sol

HDiacomp = f G * (1 – (T – 25K) * γPMPP (T) ) dt

Salida del sol

con G = potencia de radiación solar en W/m2,

T = temperatura de la al menos una parte de la instalación en K,

γPMPP (T) = coeficiente de temperatura de al menos un módulo fotovoltaico en 1/K de la al menos una parte de la instalación con potencia máxima;

- determinación de una relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp en %, en la que con EDía = energía diurna de la al menos una parte de la instalación en kWh, PTheo = potencia máxima posible en kW de la instalación fotovoltaica en condiciones de ensayo normalizadas;

y

- comparación de la relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada con un valor teórico de la relación de potencia para la al menos una parte de la instalación, en la que una desviación

10

negativa de la relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada con respecto al valor teórico de la relación de potencia indica para la al menos una parte de la instalación... [Seguir leyendo]

1. Procedimiento para la supervisión de al menos una parte de una instalación fotovoltaica (20) con las siguientes etapas:

-determinación de una energía de radiación solar diurna compensada en la temperatura HDíacomp en Wh/m2 5 de la al menos una parte de la instalación, en la que

Puesta del sol

HDiacomp = f G * (1 – (T – 25K) * γ PMPP) dt

Salida del sol

con G = potencia de radiación solar en W/m2, T = temperatura de la al menos una parte de la instalación en K, γ PMPP (T) = coeficiente de temperatura de al menos un módulo fotovoltaico en 1/K de la al menos una parte de la instalación con potencia máxima;

-determinación de una relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp en %, en la que

con

EDía = energía diurna de la al menos una parte de la instalación en kWh,

PTheo = potencia máxima posible en kW de la instalación fotovoltaica en condiciones de ensayo normalizadas; y

- comparación de la relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada con un valor teórico de la relación de potencia para la al menos una parte de la instalación, en la que una desviación negativa de la relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada con respecto al valor teórico de la relación de potencia indica para la al menos una parte de la instalación la necesidad de una verificación y, dado el caso, reparación de un defecto de la al menos una parte de la instalación.

2. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque se selecciona la al menos una parte de la instalación que comprende al menos un módulo fotovoltaico (21, 22, 23, 24) con una pluralidad de células fotovoltaicas y/o que comprende al menos un vibrador (25) .

3. Procedimiento de acuerdo con la reivindicación 1 ó 2, caracterizado porque para la determinación de la energía diurna EDía se realiza una medición sin contacto de la corriente continua y se multiplica una señal de la corriente actual determinada en este caso por una tensión continua medida actualmente en la al menos una parte de la instalación.

4. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 3, caracterizado porque la determinación de la relación de la potencia compensada en la temperatura PRDíacomp y la comparación entre la relación de la potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada y el valor teórico de la relación de la potencia para la al

menos una parte de la instalación se realizan de forma automática.

5. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 4, caracterizado porque la comparación entre la relación de la potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada y el valor teórico de la relación de la potencia para la al menos una parte de la instalación solamente se realiza cuando se alcanza o excede un valor mínimo fijamente establecido para HDíacomp.

6. Procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 5, caracterizado porque en el caso de una desviación negativa de relación de la potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada con respecto al valor teórico de la relación de la potencia para la al menos una parte de la instalación, se emite al menos una señal

de alarma.

7. Dispositivo (10) para la realización del procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 6, que comprende:

- al menos una primera instalación (1) para la determinación de una temperatura (T) de la al menos una parte de la instalación;

-al menos una segunda instalación (2) para la determinación de una potencia de radiación solar G en al menos una parte de la instalación;

- al menos una tercera instalación (3) para la determinación de valores para el cálculo de una energía diurna EDía de la al menos una parte de la instalación; y

- al menos una cuarta instalación (4) para el cálculo de la energía diurna EDía de la al menos una parte de la

instalación y/o para el cálculo de una energía de radiación solar diurna compensada en la temperatura HDíacomp de la al menos una parte de la instalación y/o para el cálculo de una relación de la potencia compensada en la temperatura PRDíacomp de la al menos una parte de la instalación y/o, además, para la comparación de la relación de la potencia compensada en la temperatura PRDíacomp con un valor teórico de la relación de la potencia para la al menos una parte de la instalación.

8. Dispositivo de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizada porque la al menos una cuarta instalación (4) está ajustada para realizar los siguientes cálculos:

- determinación de una energía de radiación solar diurna compensada en la temperatura HDíacomp en Wh/m2, en la que

Puesta del sol

HDiacomp = f G * (1 – (T – 25K) * γ PMPP (T) ) dt

Salida del sol

con G = potencia de radiación solar en W/m2, T = temperatura de la al menos una parte de la instalación en K,

γ PMPP (T) = coeficiente de temperatura de al menos un módulo fotovoltaico en 1/K de la al menos una parte de la instalación con potencia máxima;

- determinación de una relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp en %, en la que

con EDía = energía diurna de la al menos una parte de la instalación en kWh, PTheo = potencia máxima posible en kW de la instalación fotovoltaica en condiciones de ensayo normalizadas; y

-comparación de la relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada con un valor teórico de la relación de potencia para la al menos una parte de la instalación.

9. Dispositivo de acuerdo con la reivindicación 7 u 8, caracterizado porque está presente, además, una quinta instalación (5) para la emisión de al menos una señal de alarma cuando aparece una desviación negativa de la relación de potencia compensada en la temperatura PRDíacomp determinada con respecto al valor teórico de la relación de potencia.

10. Dispositivo de acuerdo con una de las reivindicaciones 7 a 9, caracterizado porque la al menos una primera instalación (1) y la al menos una segunda instalación (2) están asociadas a la instalación fotovoltaica (20) .

11. Dispositivo de acuerdo con una de las reivindicaciones 7 a 10, caracterizado porque, respectivamente, una tercera instalación (3) para la determinación de valores para el cálculo de una energía diurna EDía está asociada a un vibrador (25) de la instalación fotovoltaica (20) .

12. Dispositivo de acuerdo con una de las reivindicaciones 7 a 11, caracterizado porque la al menos una cuarta instalación (4) está preparada por al menos una unidad de cálculo.

13. Dispositivo de acuerdo con una de las reivindicaciones 7 a 12, caracterizado porque por medio de la al menos una cuarta instalación (4) y/o la al menos una quinta instalación (5) se puede realizar una supervisión remota de la instalación fotovoltaica (20) .

14. Dispositivo de acuerdo con una de las reivindicaciones 7 a 13, caracterizado porque para la supervisión de una instalación fotovoltaica con una potencia en el intervalo de varios megavatios, en uno, dos o más lugares de la instalación fotovoltaica están instaladas primeras y/o segundas instalaciones.

15. Utilización de un dispositivo (10) de acuerdo con una de las reivindicaciones 7 a 14 con la realización de un procedimiento de acuerdo con una de las reivindicaciones 1 a 6 como instalación de auto diagnosis para el reconocimiento de al menos un defecto en al menos una parte de una instalación fotovoltaica (10) o de una instalación fotovoltaica (10) completa.