Phillip Meywirth

Centralizado ou descentralizado? Qual é o melhor layout para uma usina fotovoltaica em grande escala? Seja qual for o projeto, o que importa é a confiabilidade nos produtos e a segurança de que a planta entregue os resultados desejados. Os principais fatores que influenciam a seleção de um layout de sistema centralizado ou descentralizado são descritos em detalhes nas seções a seguir. Cada recurso e cada componente redundante precisa ser avaliado antes de ser adicionado a um produto. É aqui que um layout de sistema centralizado tem vantagem sobre um layout de sistema descentralizado usando inversores de string tradicionais. Mais MPPTs ou mais falhas? Um mito muito difundido no mercado hoje é que é melhor usar mais MPPTs. O fato é que é extremamente difícil atribuir perdas a MPPTs em projetos. A teoria por trás disso é bastante direta. A irradiação afeta a corrente e a temperatura afeta a tensão dos módulos fotovoltaicos. Isso significa que em uma planta típica, a tensão de uma seção não pode variar muito em comparação com outras seções, uma vez que uma variação de temperatura de mais do que alguns graus é impossível. Todos os outros fatores, como incompatibilidade de módulo, sombreamento, nuvens, etc., são de natureza aleatória. A matemática do comportamento aleatório indica claramente que quando se muda de um módulo para uma string, a maioria dos desvios de tensão é eliminada, simplesmente porque as tensões são somadas em uma string fotovoltaica. Isso se torna ainda menos proeminente à medida que se passa de 600 V para 1500 V e de 1000 V para 1500 V, simplesmente porque o número de módulos na série é maior. Isso significa que se você tiver ganhos de 0.x% com a eletrônica de potência em nível de módulo (1 MPPT por módulo) e passar para o nível de MPPT por string (30 módulos em série por MPPT), a maioria dos ganhos será eliminada. Quando você passa do nível da string para o nível central, efetivamente não há ganho restante. Outro ponto a ser lembrado é que os sensores de medição de tensão e corrente não são projetados para medições altamente precisas. Isso significa que os desvios típicos com a medição da coluna também podem enganar o comportamento de rastreamento do MPP. Por fim, é importante observar que o uso de mais MPPTs tem um custo alto. Primeiro, as perdas por ter mais MPPTs podem chegar a 0,5% na maioria dos casos. Em segundo lugar, componentes extras (como sensores) dentro do inversor reduziriam novamente a confiabilidade de todo o inversor. Lembre-se de que cada componente extra deve durar 20 anos. Uma única falha em um componente relacionado ao MPPT significaria a falha completa do inversor. Vários estudos, incluindo estudos internos da SMA, apoiam os achados acima. Portanto, um princípio geral é: quanto menor o número de MPPTs, melhor para o cliente, e não o contrário. Uma usina com arquitetura centralizada, que no entanto utiliza inversores descentralizados. Foto: SMA/Divulgação Evite perdas de cabeamento Um projeto de inversor de string descentralizado típico funciona melhor com tecnologia de 600 V, que era a norma há cerca de 10 anos. Vamos pegar um inversor hipotético, por exemplo, com 600 VCC e 600 VCC. Neste caso, os componentes CC entre o inversor e os módulos FV não importam. Mas como a nova tecnologia de módulo CC evoluiu de 600 VCC para 1500 VCC, o cenário de hoje é muito mais favorável do lado CC porque a corrente CC é normalmente reduzida em 2,5 vezes. Isso significa que é muito mais eficaz transferir energia no lado CC do que no lado CA. As desvantagens adicionais incluem a necessidade de quatro cabos CA em vez de dois, bem como a difícil instalação de cabos CA. O layout centralizado também permite trabalhar no nível de baixa tensão (BT) (690 V) no lado CA devido ao curto cabeamento entre o inversor e o transformador. Ficar em BT tem muitas vantagens práticas e valiosas. A atratividade comercial (como preço, prazo de entrega, disponibilidade de fornecedores) de todos os componentes entre o inversor e a conexão MT é muito melhor em comparação com os mesmos componentes certificados para tensões acima de 690 VCA. Em um cenário de alta sobrecarga CC, os benefícios da arquitetura centralizada são enormes. Considere um caso de sobrecarga de 150% CC (1,5 MWp de módulos fotovoltaicos e inversor de 1 MW). Um inversor de string típico primeiro limitaria a potência (clipping) e, em seguida, transmitiria a energia CC disponível a longa distância para o transformador (aproximadamente 1% de perda). Isso significa que 1,5 MW seria limitado a 1 MW e, quando alcançasse o transformador de média tensão, restaria 0,99 MW, enquanto uma arquitetura centralizada transmitirá primeiro e depois limitará. Isso resulta em uma perda de 1% no lado CC antes de atingir o inversor durante a transmissão. Quando atinge o transformador de média tensão, ainda se tem 1MW. Este ganho adicional de 1% ocorre durante os períodos de maior radiação solar. Quando o efeito é observado em termos de kWh, podem resultar ganhos significativos para o proprietário da planta. Também é importante lembrar aqui que, durante o clipping, a funcionalidade MPPT do inversor é desabilitada e, portanto, sem uso! O cabeamento de comunicação é outro fator que adiciona custo a um layout de planta descentralizado. É necessário instalar o cabeamento Ethernet em toda a usina. O custo do cabeamento, as dificuldades de instalação no campo e os possíveis problemas de manutenção com a comunicação tornam o layout centralizado financeiramente atraente. A comunicação por powerline para aplicações de serviços públicos tem muitas desvantagens. Mesmo para pequena quantidade de dados, a velocidade é proibitivamente lenta e não pode ser considerada para aplicação com tempo crítico, como a funcionalidade de gerenciamento de rede. Recomendação ótima de layout para uma usina solar fotovoltaica. Foto: SMA/Divulgação Vantagem do OptiCool Em cada inversor, a tecnologia de resfriamento é definitivamente um dos aspectos mais importantes após a eletrônica de potência. A SMA dominou isso com uma tecnologia de design simples e confiável apenas para aplicações fotovoltaicas. Vimos muitas abordagens diferentes que foram tentadas e falharam. No entanto, nada supera o design simples de ventilador com velocidade controlada do OptiCool. A chave para a longevidade de um inversor fotovoltaico é ter o ciclo térmico mais baixo possível. Não é a temperatura absoluta, mas sim as flutuações que importam. A SMA fez vários estudos sobre este tópico e, em alguns casos, até observou que o aquecimento do inversor durante a noite (como em climas desérticos) aumenta a vida útil dos componentes. Os inversores fotovoltaicos são extremamente compactos. Mesmo na mais alta eficiência, é necessária uma dissipação maciça de calor. Por exemplo, o Sunny Highpower PEAK3 tem uma eficiência de 99,1%. Mas mesmo quando está com potência total, ele deve dissipar cerca de 1,5 kW de potência. Isso é comparável ao dobro da energia usada por um micro-ondas doméstico ou aquecedor elétrico. Em outras palavras, se coletarmos o calor sobressalente de um inversor Sunny Highpower PEAK3, ele poderá alimentar uma casa típica. Essa quantidade de energia deve ser dissipada pelo Sunny Highpower PEAK3 em um volume menor do que o de um refrigerador comum. Essa quantidade de dissipação de calor não pode depender de resfriamento sem ventoinha. Sabe-se que em aplicações fotovoltaicas típicas o resfriamento natural devido a rajadas de vento ou chuva pode facilmente reduzir a vida útil dos componentes significativamente. O inversor simplesmente não vai durar 20 anos. O OptiCoolTM mantém temperaturas uniformes ao longo do dia, pois os ventiladores são controlados por velocidade. O ciclo térmico e a dissipação de calor são minimizados para estender amplamente a vida útil do inversor. Manutenção do inversor Este ponto favorece claramente o design do inversor central modular, no sentido de que quase não há dependência de suporte no local dos fabricantes de inversores. Este poderia ser um fator decisivo real para os operadores da planta, mas é mais uma mentalidade do que uma consideração financeira. Puramente do ponto de vista de falha e perda de energia, os inversores centrais ainda são a melhor opção, apesar de sua dependência do suporte no local. No final, cabe aos proprietários das plantas decidir a melhor forma de lidar com tal cenário. Conclusão Um layout de sistema centralizado é claramente o preferido quando se trata de projetos fotovoltaicos de grande escala montados no solo. Fora de faixa muito restrita de aplicação, o conceito de sistema descentralizado não faz sentido do ponto de vista financeiro e de custo-benefício. A verdadeira questão para os proprietários de plantas é escolher um único grande inversor central ou vários inversores menores, e a decisão é fortemente orientada pelo conceito de serviço adequado para um determinado projeto e a dinâmica em torno do projeto. O design da solução Sunny Highpower PEAK3 é perfeito para fornecer benefícios de ambos os mundos. Para projetistas de sistemas fotovoltaicos, é simplesmente um Sunny Central UP dividido em 25 a 30 “peças gerenciáveis”. É muito mais próximo da abordagem centralizada preferida pela maioria dos projetistas de sistemas fotovoltaicos. As opiniões e informações apresentadas são de responsabilidade do autor e não refletem, necessariamente, a opinião do Canal Solar.

Phillip Meywirth

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Sistemas solares com layout centralizado e conceito de inversores descentralizados