Neste artigo, vamos abordar uma solução muito interessante para a redução das perdas causadas pelo sombreamento de módulos fotovoltaicos.

Se você leu meus artigos anteriores já deve saber que as sombras parciais são um grande perigo para os sistemas fotovoltaicos. Pouca gente sabe disso.

A maior parte dos projetistas de sistemas fotovoltaicos desconhece (ou ignora) o problema das sombras parciais. E a maior parte do mercado consumidor desconhece as diferenças existentes entre os inversores.

Quando não há sombras – situação rara nos sistemas fotovoltaicos residenciais –  tudo funciona bem e é difícil notar as diferenças entre inversores de diferentes fabricantes, mas nem todos os inversores são capazes de proporcionar a máxima geração de energia em situações de sombreamento. Este é um assunto bem delicado que pretendo explicar de forma detalhada a seguir.

Curva I-V dos módulos e arranjos fotovoltaicos

Vamos relembrar um pouco sobre as curvas características dos módulos fotovoltaicos.

Os módulos fotovoltaicos possuem um comportamento elétrico que é descrito por sua curva de corrente e tensão (I-V). O produto da tensão e da corrente dá origem à curva de potência e tensão (P-V).

Leia também:  Entendendo as curvas I-V e P-V dos módulos fotovoltaicos

Entendendo o efeito das sombras parciais nos sistemas fotovoltaicos

Se você tem um módulo, um string (módulos ligados em série) ou um arranjo (vários strings ligados em paralelo), sempre vão existir curvas I-V e P-V equivalentes, como mostramos nas ilustrações abaixo.

 

As curvas I-V e P-V dos módulos, strings ou arranjos fotovoltaicos teriam sempre esse mesmo formato se os módulos de uma instalação estivessem sempre sujeitos à mesma intensidade de luz. Sabemos que isso nem sempre é verdade.

Nas usinas solares isso até pode acontecer, mas nas instalações em telhados, principalmente nas regiões urbanas, a situação é bem diferente. Uma única string ou um único módulo sombreado pode derrubar a geração de energia de um sistema inteiro.

Na Figura 2 vemos o que acontece quando apenas alguns módulos de um string recebem sombra. Isso é o que chamamos de sombreamento parcial.

A mesma situação pode ser encontrada em sistemas com vários strings em paralelo, mesmo se apenas um dos strings tiver uma pequena parte dos módulos sombreados.

O problema apontado na Figura 2 é a presença de vários pontos de máxima potência nas curvas I-V e P-V, um fenômeno que ocorre nas situações de sombreamento parcial dos módulos fotovoltaicos de um sistema.

Na curva I-V o ponto de máxima potência localiza-se no joelho da curva, enquanto na curva P-V o ponto de máxima potência é localizado no pico do gráfico.

Mas qual é o problema causado pela presença de múltiplos pontos de máxima potência? Para entender isso é necessário compreender o funcionamento do inversor fotovoltaico.

Existe um sistema de controle em todo inversor fotovoltaico denominado MPPT (maximum power point tracker – rastreador do ponto de máxima potência).

O que faz o MPPT?

Quando ligamos um conjunto de módulos à entrada do inversor, respeitadas as características do equipamento, ele não sabe quantos nem quais módulos estão conectados.

O inversor não tem conhecimento sobre o modelo dos módulos, a potência, a quantidade de módulos ligados e série. A única coisa que o inversor sabe é que ele deve extrair energia dos módulos e convertê-la em corrente alternada.

O módulo fotovoltaico possui um ponto ótimo de operação que é o seu ponto de máxima potência, localizado no joelho da curva I-V ou no pico da curva P-V. Uma das funções do inversor fotovoltaico é ajustar o ponto de operação dos módulos, fazendo-os operar o mais próximo possível do seu ponto de máxima potência.

Já que o inversor não conhece as características dos módulos que estão ligados a ele, deve haver algum meio de rastrear o ponto de máxima potência. Essa é a função do sistema de MPPT existente em todos os inversores solares grid-tie, empregados em sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica.

O sistema de MPPT permite buscar o ponto de máxima potência do módulo fotovoltaico (ou do conjunto de módulos) através de pequenas perturbações. O inversor aumenta um pouco a tensão de operação dos módulos e observa o que aconteceu.

Se a potência aumentou, ele continua aumentando ainda mais. Se a potência diminuiu na primeira perturbação, então o algoritmo instrui o inversor a andar para o lado oposto, diminuindo a tensão para observar se a potência vai aumentar ou diminuir.

Esse método simples, denominado perturbação e observação, equipa a quase totalidade dos inversores solares grid-tie. A ideia do algoritmo consiste em provocar ligeiras perturbações na tensão dos módulos e observar o que acontece como resultado. Dessa forma o inversor vai rastreando as curvas I-V e P-V em busca do ponto de máxima potência.

O algoritmo de perturbação e observação funciona muito bem quando todos os módulos têm a mesma intensidade de luz. Neste caso, o inversor será capaz de encontrar o ponto máximo ou o pico da curva P-V.

Entretanto, em situações de sombreamento parcial a maior parte dos inversores não vai conseguir encontrar o ponto de máxima potência do sistema pelo fato de existirem vários máximos, como ilustra a Figura 4.

Neste exemplo, existe um máximo global (que seria o ponto ótimo de operação do sistema) e um máximo local de baixa potência.

Em casos como o ilustrado na Figura 4, que ocorrem em situações de sombreamento parcial, o  mecanismo de MPPT vai quase sempre ficar preso a algum ponto de máximo local, sendo incapaz de enxergar a existência do máximo global.

O que isso significa na prática? Traduzindo em linguagem simples: você pode ter um sistema de 10 kW que vai fornecer apenas 300 W por causa de um único módulo sombreado.

Deve haver um modo de nos protegermos das sombras parciais, que são uma situação muito comum nos sistemas fotovoltaicos. O que podemos fazer?

Existem várias estratégias, que incluem a separação dos módulos em conjuntos menores, a adoção de tecnologias de microinversores e otimizadores ou o uso de inversores com algoritmos inteligentes ou dinâmicos de MPPT.

O que é MPPT dinâmico?

MPPT dinâmico é o nome genérico dado a um conjunto de estratégias que podem ser utilizadas para melhorar o desempenho dos algoritmos de MPPT tradicionais.

Existem na literatura várias técnicas para a realização do MPPT dinâmico e alguns raros fabricantes de inversores empregam esses métodos em seus equipamentos.

O nome dinâmico sugere que o algoritmo não possui um funcionamento estático e repetitivo. Contrariamente aos algoritmos tradicionais, o MPPT dinâmico muda o seu modo de funcionamento ao longo do tempo, o que permite o rastreamento do máximo de potência global em situações de sombreamento parcial, quando o sistema fotovoltaico possui um ou mais máximos ou picos locais.

O MPPT dinâmico tem as suas desvantagens, então deve ser usado com um pouco de moderação. Um algoritmo muito dinâmico (muito rápido) pode causar perturbações no funcionamento do inversor, podendo levar ao efeito contrário da redução da eficiência. Um algoritmo muito lento pode ser ineficaz, quase tão ruim como um MPPT tradicional.

Os principais fabricantes mundiais de inversores, que investem muito esforço em pesquisa e desenvolvimento, conseguem oferecer ao mercado inversores com algoritmos de MPPT dinâmicos suficientemente bons (e moderadamente rápidos), capazes de enfrentar algumas situações bem complexas de sombreamento, que seriam simplesmente ignoradas por inversores convencionais.

Não é o objetivo deste artigo entrar em uma discussão profunda sobre o funcionamento e a teoria envolvida nos algoritmos de MPPT dinâmicos. Mas vamos pelo menos tentar entender um pouco do que estamos falando.

A ideia central de qualquer algoritmo de MPPT é causar perturbações na tensão dos módulos fotovoltaicos, buscando observar o que acontece com a potência dos módulos (se diminui ou aumenta) após cada perturbação.

Com base no resultado das perturbações (aumento ou diminuição de potência) o algoritmo consegue saber se está perturbando na direção certa ou errada. Esse procedimento de perturbação e observação foi ilustrado nas Figuras 3 e 4.

A ideia principal dos algoritmos dinâmicos é realizar, de tempos em tempos, algumas perturbações um pouco maiores do que o normal. Então, o inversor vai vagarosamente aumentando o tamanho das perturbações e verificando o que ocorre.

Com isso, o algoritmo de MPPT consegue perceber que estava preso a um máximo local quando em algum momento ele observa que a potência aumentou quando na verdade deveria ter diminuído.

Neste momento, o algoritmo abandona o máximo local (ao qual estava preso inicialmente) e parte em busca do seu objetivo máximo: o máximo ou pico global da curva P-V do sistema fotovoltaico, ponto de operação no qual a geração de energia do sistema fotovoltaico vai ser maximizada.

Resultados de testes

Testamos um inversor Fronius Symo no LESF (Laboratório de Energia e Sistemas Fotovoltaicos) da UNICAMP. O inversor foi conectado a um simulador de rede elétrica, pois normalmente em laboratório os equipamentos não são conectados diretamente à rede elétrica.

Neste caso, até poderíamos ter usado a rede elétrica diretamente, pois nosso interesse era apenas testar o sistema de MPPT. O simulador de rede elétrica é útil quando desejamos fazer testes do lado CA (de corrente alternada) do inversor, produzindo perturbações de rede elétrica (variações de frequência, tensão, distorção harmônica) para verificar o comportamento do inversor diante de diferentes cenários de qualidade de energia elétrica.

O equipamento mais importante (depois do inversor) nos testes que realizamos é o simulador de módulos fotovoltaicos. Usamos um equipamento Terra SAS (solar array simulator) da Ametek, um dos equipamentos mais poderosos do mercado.

Este equipamento é capaz de reproduzir fielmente o comportamento de um conjunto de módulos fotovoltaicos. Isso torna possível realizarmos testes de um inversor solar sem possuir uma usina solar no telhado.

Seria muito legal termos uma usina solar à nossa disposição para fazer testes, mas um sistema fotovoltaico real não nos permitiria realizar testes específicos, nem reproduzir os mesmos testes repetidamente.

Se o objetivo é testar inversores, o melhor recurso que podemos ter à disposição é um simulador de painéis fotovoltaicos como o mostrado na foto abaixo.

Configuramos o nosso SAS (solar array simulator) para reproduzir algumas situações de strings fotovoltaicos uniformemente e parcialmente sombreados. As curvas I-V e P-V desses strings são mostradas abaixo. As figuras que vemos abaixo são fotos da tela do software de controle do simulador SAS.

Testamos o inversor Fronius Symo com DPM em dois casos distintos. O primeiro caso, ilustrado na Figura 9, apresenta uma curva P-V com três picos. Neste caso, observamos que o resultado foi muito bom.

Primeiramente o inversor rastreou o pico 1. Isso porque o inversor sempre começa a fazer o rastreamento da curva P-V a partir da máxima tensão (tensão e circuito aberto). Qualquer inversor que estivéssemos testando seria capaz de encontrar o pico 1.

Um inversor convencional (sem o DPM) permaneceria eternamente preso ao pico 1, sem enxergar a existência do pico 2, de maior potência. Após alguns instantes no pico 1, com potência de 3,2 kW, o inversor Fronius Symo foi capaz de escapar dessa situação e localizar o pico 2, com potência de 6,8 kW.

Veja como seria grande o prejuízo desse sistema fotovoltaico com um inversor convencional: a potência de operação praticamente dobrou com a presença do dynamic peak manager.

No segundo caso, ilustrado na Figura 10, colocamos um desafio ainda maior para o inversor: uma curva P-V com três picos. Novamente o inversor Fronius Symo saiu-se muito bem, sendo capaz de localizar sequencialmente os picos 1, 2 e 3.

As setas amarelas nas Figuras 9 e 10 mostram os pontos de operação instantâneos do sistema fotovoltaico. As fotos foram tiradas em instantes diferentes, mostrando situações que ocorreram antes e depois. É interessante visualizar em vídeo o funcionamento do dynamic peak manager.

Conclusões

Sistemas fotovoltaicos correm o risco de operar em valores pequenos de potência em situações de sombreamento parcial, quando o MPPT do inversor não é capaz de detectar a existência de picos locais de potência.

Somente inversores equipados com algoritmos de MPPT dinâmicos têm a capacidade de proporcionar o máximo rendimento do sistema fotovoltaico durante a ocorrência de sombras parciais, quando apenas uma parte dos módulos de um string ou de um arranjo é atingida por sombras.