Agosto 15, 2020

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Minimização de perdas por mismatch com otimizadores de potência

Hugo Soeiro Moreira
Engenheiro eletricista e doutorando em sistemas fotovoltaicos


O termo mismatch, traduzido como “incompatibilidade”, refere-se ao descasamento entre as potências dos módulos fotovoltaicos de um arranjo ou de uma string. Como nenhum módulo é igual ao outro, módulos com a mesma potência nominal podem ter potências reais diferentes. Módulos de menor potência causam perdas de geração no conjunto.

Ao saírem da linha de produção os módulos são classificados de acordo com sua potência, que é medida por meio de um teste de flash de luz. Os módulos são testados, um a um, nas fábricas. No Brasil, para receber o selo do INMETRO [1], o módulo fotovoltaico pode apresentar variação em sua potência nominal de -5% até +10%. Exemplificando: um módulo de 340 Wp pode na verdade apresentar uma potência entre 323 Wp e 374 Wp.

Apesar dessa diferença entre módulos com a mesma potência nominal poder ser até 15% na saída da fábrica, o nível de mismatch pode aumentar com o passar do tempo. É sabido que os módulos se degradam ano após ano. Essa degradação não ocorre de forma uniforme e, sendo assim, a cada ano o nível de mismatch entre os módulos em uma string pode aumentar [2].

O mismatch de potência dos módulos fotovoltaicos

A situação ideal seria utilizar módulos com as mesmas características elétricas nas usinas solares. Na prática é sabido que sempre haverá uma dispersão das magnitudes dessas características devido às variações naturais dos processos de fabricação, o que ocasiona o mismatch de potência. Para exemplificar, a Figura 1 mostra o resultado de um estudo em uma usina fotovoltaica de 815 kWp [3].

Metade dos módulos da usina foi testada e suas correntes de máxima potência (Impp) foram medidas. Esses 2.100 módulos são oriundos de 3 lotes diferentes e possuem a mesma potência nominal, porém há uma dispersão natural devido aos processos de fabricação.

FFigura 1: Gráficos do número de módulos (eixo vertical) encontrados para cada valor de corrente de máxima potência (eixo horizontal) em um total de 2100 módulos analisados. As cores azul, vermelho e verde referem-se a lotes de produção diferentes

A conexão de módulos diferentes em uma mesma string faz a geração ficar sempre limitada ao módulo de menor corrente (que normalmente também é o de menor potência). É interessante notar que mesmo escolhendo módulos de um mesmo lote - por exemplo, o lote vermelho - há mismatch de corrente entre os módulos. Isso mostra que não existe somente mismatch nos valores de potência de pico, mas também em outros parâmetros elétricos dos módulos, como é o caso da corrente de máxima potência. Os módulos, seja na saída da fábrica ou no processo de certificação, não são classificados em função da sua corrente - leva-se em consideração apenas a potência.

Como os otimizadores atuam para mitigar as perdas por mismatch

Como falado anteriormente, trabalhando-se com módulos fotovoltaicos ligados em série, a corrente operacional da string será limitada pelo módulo com menor capacidade de geração de corrente.

Em um sistema tradicional os módulos conectados em série devem operar com a mesma corrente. Em um sistema com otimizadores, os otimizadores conectados em série também devem trabalhar com a mesma corrente elétrica. Logo, o mesmo valor de corrente passa pela saída de todos os otimizadores.

O otimizador, que é um conversor CC-CC, relaciona a tensão e corrente de entrada com a tensão e corrente de saída. Se a tensão de saída for maior que a de entrada, a corrente de saída deverá ser menor que a de entrada. Considerando o otimizador sem perdas, o produto entre corrente e tensão de entrada deve ser o igual ao produto entre corrente e tensão de saída. Ou seja, a potência de entrada é igual à potência de saída.

A Figura 2 mostra um exemplo de sistema com três otimizadores em que os três módulos não apresentam mismatch. Cada módulo trabalha no seu MPP (maximum power point ou ponto de máxima potência) e cada otimizador trabalha com a mesma tensão e a mesma corrente. Nos sistemas práticos tipicamente existem em torno de sete ou mais otimizadores ligados em série (e não apenas três, como ilustrado abaixo). O valor da tensão de entrada nos inversores usados com otimizadores é definido de acordo com a rede CA na qual o inversor está conectado (bifásica, trifásica, 127V/220V/380V). A tensão de entrada geralmente é acima de 350 V.

Figura 2 Sistema com três módulos sem mismatch e com três otimizadores com suas tensões e correntes de operaçãoFigura 2: Sistema com três módulos sem mismatch e com três otimizadores com suas tensões e correntes de operação

Se um dos módulos apresentar mismatch de 5% em relação aos outros e se sua tensão operacional for mantida, a corrente que passa pelos otimizadores tende a diminuir, fazendo os outros módulos trabalharem fora dos seus MPPs. Entretanto, com a atuação dos otimizadores o módulo com mismatch tem sua tensão modificada, de modo que a corrente de saída dos otimizadores se mantém equilibrada. Todos os otimizadores trabalham com a mesma corrente, porém com tensões diferentes - e todos os módulos operam em seus respectivos MPPs.

Figura 3 Sistema com três módulos com mismatch e com três otimizadores com suas tensões e correntes de operaçãoFigura 3: Sistema com três módulos com mismatch e com três otimizadores com suas tensões e correntes de operação

Mesmo com a variação da tensão dos otimizadores a tensão no inversor permanece a mesma, em 180 V neste exemplo. Os otimizadores com módulos de maior potência apresentam maior tensão (61 V), enquanto o otimizador com o módulo de menor potência apresenta menor tensão (58 V). Vale destacar que a entrada dos otimizadores (conectada aos painéis solares) trabalham de forma independente da saída (conectada aos outros otimizadores e ao inversor). Em termos práticos, é possível entender que a entrada dos otimizadores se preocupam com o MPPT e fazem os módulos trabalharem na máxima potência em qualquer situação. Enquanto que a saída dos otimizadores se preocupa em manter a tensão e a corrente no ponto de operação mais eficiente do inversor.

O sistema de controle embarcado garante que as melhores condições de geração de cada otimizador sejam ajustadas automaticamente. Assim, os otimizadores conseguem detectar qualquer pequena variação nos módulos e se readequar para garantir que cada módulo trabalhe gerando a máxima potência.

Figura 4 Sistema tradicional com módulos conectados em string à esquerda e sistema com otimizadores à direita com cada módulo conectado a um otimizadorFigura 4: Sistema tradicional com módulos conectados em string (à esquerda) e sistema com otimizadores (à direita) com cada módulo conectado a um otimizador [4]

Na Figura 4 vemos a diferença entre um sistema fotovoltaico tradicional e um sistema com otimizadores de potência. No segundo caso cada otimizador realiza individualmente o MPPT (maximum power point tracking ou rastreamento do ponto de máxima potência). Com isso é possível que cada módulo trabalhe em sua máxima potência, independentemente do nível de mismatch existente entre os módulos do sistema. É importante lembrar que, devido a essa funcionalidade, o sistema com otimizadores pode trabalhar com módulos de fabricantes diferentes ou módulos com orientações e inclinações diferentes.

Análise do efeito dos otimizadores com um estudo de caso

Foi feito um estudo de caso no software PVSyst com o objetivo de analisar a minimização que os otimizadores podem realizar sobre a perda de geração por mismatch dos módulos fotovoltaicos.

O PVSyst simula o sistema fotovoltaico com um valor de mismatch pré-definido de 1%. Entretanto, o usuário pode modificar esse valor para ter uma noção do impacto do mismatch na geração de energia elétrica. No software o nível de mismatch selecionado é aplicado tanto positivo quanto negativamente aos módulos, de forma aleatória, fazendo com que o modelo estatístico seja o mais próximo do que ocorreria em uma aplicação real.

A simulação de um sistema com 10 módulos de 400 Wp (4,0 kWp) foi realizada no PVSyst em um sistema com otimizadores. No sistema, um otimizador foi conectado a cada módulo, totalizando 10 otimizadores. Esses 10 otimizadores foram conectados em série e ligados a um inversor de 3,7 kW.

Figura 5 Conexão de 10 módulos em sistema fotovoltaico com otimizadoresFigura 5: Conexão de 10 módulos em sistema fotovoltaico com otimizadores

Figura 6 Sistema simulado no PVSyst com 10 módulos 400 Wp da Trina Solar e 10 otimizadores da SolarEdgeFigura 6: Sistema simulado no PVSyst com 10 módulos 400 Wp da Trina Solar e 10 otimizadores da SolarEdge

O valor de mismatch geralmente utilizado em simulação é entre 1% e 2% [5]. Para este estudo de caso foi utilizado um mismatch de 1,5%. O valor escolhido é bem típico em todas as instalações fotovoltaicas, em especial para a arquitetura adotada nesta avaliação. Em sistemas maiores, com módulos de diferentes lotes, esse valor pode ser maior.

O resultado foi uma geração de 5307 kWh/ano ou 530 kWh/ano/módulo. No relatório, onde o software detalha as perdas, é especificada a porcentagem de perdas por mismatch: 0,00%.

Abaixo se encontra um trecho do relatório fornecido pelo PVSyst nesta simulação, indicando que a perda por mismatch de módulos é nula:

536

Em contrapartida, um sistema de mesma potência baseado em strings convencionais, com o mesmo número de módulos, apresenta perda por mismatch de 1,6%, como se observa no trecho abaixo de outro relatório gerado pelo PVSyst:

530

Essas simulações mostram o ganho por evitar o mismatch no primeiro ano da instalação. Esse ganho cresce anualmente, já que o nível de mismatch também aumenta com o tempo. O sistema foi simulado para o décimo e o vigésimo quinto anos após a instalação, quando o mismatch já evoluiu ano a ano. Uma perda de 2,97% de energia foi detectada no ano 10 e foi de 5,90% no ano 25, ambas devido ao mismatch dos módulos.

Perda por mismatch de 2,97% calculada no décimo ano de operação (sem otimizadores):
5029

Perda por mismatch de 5,90% calculada no vigésimo quinto ano de operação (sem otimizadores):

4573

Conclusão

O mismatch (ou a incompatibilidade) dos módulos fotovoltaicos é um mecanismo de perdas presentes em sistemas fotovoltaicos. Esse problema nem sempre é considerado no momento da concepção do projeto fotovoltaico e se acentua com a degradação dos módulos ao longo do tempo.

Sistemas com otimizadores mitigam esse problema devido a sua capacidade de rastreamento da máxima potência em nível de módulo. No estudo de caso apresentado as perdas seriam de 2,97% no décimo ano de operação e de 5,90% no vigésimo quinto, ao passo que o sistema baseado em otimizadores apresentou perda de mismatch nula na simulação realizada.

Referências

[1] INMETRO. Portaria nº 004, de 04 de janeiro de 2011. Disponível em http://www.inmetro.gov.br/legislacao/rtac/pdf/RTAC001652.pdf, acessado em 25.06.2020.
[2] P. Manganiello, M. Balato and M. Vitelli, "A Survey on Mismatching and Aging of PV Modules: The Closed Loop," in IEEE Transactions on Industrial Electronics, vol. 62, no. 11, pp. 7276-7286, Nov. 2015.
[3] P. Perotti, R. Fin, G. Grazia, “Monitoring and evaluation of economic impact in the reduction of mismatching in a PV plant located in Northern Italy”, 26th EUPVSEC, 5-9/9/11, Germany.
[4] I-V Curve Tracing vs. SolarEdge Real Time Monitoring. SolarEdge Technonologies. Versão 1.0. Abril, 2019.
[5] D. Picault, B. Raison, S. Bacha, J. de la Casa, J. Aguilera, “Forecasting photovoltaic array power production subject to mismatch losses”, Solar Energy, Volume 84, Issue 7, pp.1301-1309, 2010.



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Última modificação em Sexta, 24 Julho 2020 18:22
Hugo Soeiro Moreira

Especialista em sistemas fotovoltaicos, doutorando e mestre em engenharia elétrica pela Universidade Estadual de Campinas.  Atualmente dedica-se ao estudo dos tópicos: Sombreamento de módulos, Técnicas de MPPT, e Otimizadores de Potência para Sistemas de Geração Fotovoltaica. É pesquisador do Laboratório de Energia e Sistemas Fotovoltaicos (LESF) e do Laboratório de Eletrônica de Potência (LEPO) da UNICAMP.

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