Entendendo o efeito do sombreamento parcial nos sistemas fotovoltaicos

Sombras costumam ser uma das principais causas de preocupações nos sistemas fotovoltaicos.

Além de diminuir o rendimento dos sistemas, causando insatisfação nos clientes, em alguns casos podem gerar pontos de aquecimento (hotspots), quando as sombras incidem de forma muito localizada sobre apenas algumas células de um módulo fotovoltaico. 

Muitos projetistas preocupam-se em instalar os módulos longe de sombras. As sombras devem ser evitadas a qualquer custo, mas sabemos que em muitas situações isso simplesmente é impossível.

Sistemas fotovoltaicos instalados em áreas urbanas estão sujeitos a sombras causadas por árvores, antenas, chaminés e prédios vizinhos durante alguns horários do dia. 

Mesmo com alguma quantidade de sombras em uma parte dos módulos fotovoltaicos o sistema fotovoltaico ainda pode ser viável.

O projetista deve entender as consequências do sombreamento no sistema para tomar a melhor decisão. O local de instalação dos módulos e a escolha correta do inversor  são as principais decisões que devem ser tomadas.

O primeiro passo para o entendimento do que acontece com o sistema fotovoltaico quando está sombreado é entender como as sombras vão incidir sobre os módulos e quais serão as consequências sobre eles. 

Sombras no sistema fotovoltaico

As sombras podem aparecer por diferentes causas: nuvens, construções próximas, caixas d’água, antenas, torres ou qualquer objeto próximo à instalação. 

O pior caso é o que chamamos de sombreamento parcial. Em outras palavras, é quando as sombras incidem somente em uma parte dos módulos de uma instalação.

Esse tipo de sombra é causado por objetos próximos, que produzem sombras localizadas, que avançam parcialmente sobre a área superficial dos módulos fotovoltaicos.

A sombra parcial, diferentemente da sombra total, modifica o comportamento elétrico do sistema fotovoltaico e pode levá-lo a um ponto de operação de baixa potência, reduzindo bastante a geração de energia. 

Para entender o efeito do sombreamento parcial vamos analisar as curvas elétricas de corrente, tensão e potência dos módulos fotovoltaicos.

É recomendável a leitura de outro artigo disponível do Canal Solar, que explica o que são as curvas I-V (corrente x tensão) e P-V (potência x tensão) dos módulos e sistemas fotovoltaicos: Entendendo as curvas I-V e P-V dos módulos fotovoltaicos.

Curvas I-V de módulos ligados em série

Módulos ligados em série são muito comuns nos sistemas fotovoltaicos. A ligação em série é conhecida como string no mercado fotovoltaico. 

A maneira mais fácil de analisar o comportamento de um sistema com sombreamento parcial é a partir das curvas I-V e P-V dos strings ou dos arranjos fotovoltaicos (conjuntos de strings ligados em paralelo). 

Módulos ligados em série produzem strings com tensão de saída igual à soma das tensões de cada um dos módulos. Na figura abaixo exemplificamos isso. 

Neste exemplo, temos dois módulos ligados em série. A tensão de circuito aberto (máxima tensão do string) é igual a 2 x Voc, sendo que Voc é a tensão de circuito aberto de apenas um módulo. Estamos considerando neste caso que os dois módulos ligados em série são idênticos.

Ainda olhando para a figura abaixo, vemos que a corrente máxima (Isc) do string não se altera, ou seja, continua sendo igual à corrente máxima de cada um dos módulos ligados em série. A essa corrente máxima damos o nome de corrente de curto-circuito.

Influência da irradiância

Vamos começar a analisar o efeito da sombra pelo caso mais simples, que é quando a sombra atinge uniformemente todos os módulos de um string.

Ou seja, o sistema fotovoltaico recebe uma quantidade menor de luz, já que está sob o efeito de uma sombra, mas todos os módulos recebem exatamente a mesma irradiação solar. Esse é um caso típico de sombra causada por nuvens. 

A curva I-V de um módulo fotovoltaico muda de acordo com a irradiância recebida. A imagem abaixo mostra a influência da irradiância) na corrente de curto-circuito (Isc) do string.

Irradiância é uma medida da intensidade da luz que corresponde à potência luminosa (W) por área (m2). Para efeitos de análise, podemos considerar que essa influência é linear, ou seja, se a irradiância cair pela metade, a corrente de curto-circuito cai pela metade.

Assim, podemos escrever a equação abaixo, onde k é uma constante e G é a irradiância da luz solar (W/m2), que pode aumentar ou diminuir com a presença de nuvens: ISC=k.G 

Como a potência fornecida pelo módulo fotovoltaico é igual ao produto da corrente e da tensão, a redução da intensidade da luz recebida pelo módulo tem como consequência a redução da potência fornecida por ele.

Esse é o único efeito da sombra uniforme (que, em outras palavras, é simplesmente a redução da intensidade da luz que incidente). Esse tipo de situação, entretanto, não altera o comportamento elétrico dos módulos ou do string – ou seja, não modifica o formato da curva I-V ou da curva P-V. 

Na figura abaixo, vemos as curvas I-V (corrente x tensão) de um string fotovoltaico genérico para diversos níveis de irradiação solar, com irradiâncias que vão de 200 W/m2 até 1000 W/m2. O que observamos é um deslocamento do gráfico para cima ou para baixo, sem alterar o “jeito” da curva I-V. 

Curvas I-V e P-V com sombreamento parcial do string

Finalmente, entendendo como as curvas I-V se somam horizontalmente à medida que os módulos são conectados em série, e sabendo como a irradiância influencia a curva I-V, é possível entender o comportamento de uma curva I-V em um sistema sombreado (total ou parcialmente).

Caso 1: String com sombreamento uniforme

Com primeiro exemplo, vamos considerar um string de 10 módulos de 370 Wp (potência do string = 3,7 kWp), uniformemente sombreado (é o caso que abordamos na seção anterior).

Foi utilizado no exemplo o módulo mono-PERC 370M6K-36 da BYD [3]. Seria um caso típico de uma nuvem sombreando todos os módulos de forma idêntica. Os 10 módulos, mesmo sombreados, recebem a mesma irradiância.

Abaixo, vemos as curvas I-V e P-V desse conjunto de módulos sombreado. A curva P-V é gerada pela multiplicação dos valores de tensão e corrente, ponto a ponto, do gráfico I-V.

No gráfico I-V ilustrado a corrente de curto circuito é ligeiramente superior a 1,6 A, muito abaixo do valor nominal, indicando que os módulos solares estão recebendo uma intensidade pequena de luz. A potência máxima do string situa-se em torno de 600 W, como vemos no segundo gráfico (curva P-V).

Quando o string é uniformemente sombreado (e não parcialmente), a curva I-V apresenta apenas um joelho e a curva P-V apresenta apenas um pico ou ponto de máxima potência. 

Nesta situação, pelo fato de existir apenas um ponto de máxima potência, a potência do sistema fotovoltaico vai convergir para esse ponto sem dificuldade, através do algoritmo de rastreamento do ponto de máxima potência (MPPT – Maximum Power Point Tracking) existente no inversor.

Caso 2: string com sombreamento parcial dos módulos

Como segundo exemplo, vamos considerar o mesmo string de 10 módulos, onde 8 módulos recebem 800 W/m² e 2 módulos recebem 400 W/m². A curva I-V do string é modificada, com a aparição de 2 joelhos. Na curva P-V, consequentemente, surgem dois picos de potência, como vemos nos gráficos a seguir. 

A curva P-V do sistema parcialmente sombreado apresenta dois pontos de máximo, os chamados ponto de máximo global (maior potência) e ponto de máximo local (menor potência). 

O inversor fotovoltaico, através do seu algoritmo de MPPT, vai sempre buscar um ponto de máxima potência para operar, com o objetivo de maximizar a potência e a produção de energia dos módulos fotovoltaicos.

Quando todos os módulos recebem a mesma intensidade de luz o algoritmo de MPPT atinge o seu objetivo de melhorar o rendimento do sistema fotovoltaico.

Porém, quando existem dois pontos ou mais pontos de máxima potência, um o inversor pode ficar confuso e sua operação pode convergir para um ponto de pequena potência, derrubando a produção de energia do sistema fotovoltaico. 

O grande problema do sombreamento parcial dos módulos fotovoltaicos reside no fato de que, se for deixado ao acaso, o inversor poderá encontrar um ponto máximo local e permanecer ali durante todo o tempo, enquanto a sombra estiver presente. Um sistema fotovoltaico pode apresentar um desempenho muito ruim por causa disso. 

Um caso típico em que esse problema pode ocorrer é um telhado que recebe a sombra de uma chaminé. A sombra vai se mover durante todo o tempo, de acordo com o movimento do Sol no céu.

Em qualquer horário do dia haverá alguns módulos sombreados, causando a ocorrência de múltiplos pontos de máxima potência na curva P-V do conjunto.

É muito provável que em situações com esta a maior parte dos inversores não consiga maximizar a potência do sistema fotovoltaico, pois o algoritmo de MPPT fica preso a um máximo local e não enxerga a existência do máximo global, que seria o ponto de operação ideal.

Casos práticos

Para entender o que acontece na prática, vamos levar em consideração valores reais de irradiância. Vamos considerar dois horários: o início da manhã (8h) e o meio-dia (12h). 

No início da manhã será considerada uma irradiância de 200 W/m² e no meio-dia de 1000 W/m². Para ambos, será considerado que a porcentagem de irradiação difusa é de 17% da irradiância global.

Ou seja, um módulo sombreado receberá apenas 17% da irradiância recebida por um módulo não sombreado. A porcentagem de irradiação difusa varia com a região e a estação do ano, mas 17% é um bom valor para se considerar num exemplo.

Caso prático 1: sombreamento parcial no início da manhã

Considerando o mesma string de 10 módulos, tendo 2 módulos sombreados por objetos fixos próximos, temos as curvas I-V e P-V para o horário de 8:00 mostradas a seguir. A situação do string é mesma vista no exemplo anterior, mas reproduzimos a figura abaixo por conveniência.

Nesse caso, se o inversor trabalhar no pior ponto (máximo local), o sistema fotovoltaico perderá 421 W de potência, trabalhando com potência em torno de 140 W apenas. Se estivesse trabalhando no máximo global, valor de pico da curva P-V, estaria trabalhando com uma potência de 561 W.

Caso prático 2: sombreamento parcial ao meio-dia

Neste caso, a perda por trabalhar no ponto de máximo local é bem maior, acima de 2.100 W. No horário do dia em que o sistema fotovoltaico deveria ter o seu melhor desempenho, seu ponto de operação pode ficar preso a um máximo local.

Dependendo do tempo em que essa situação de sombreamento perdurar, as perdas de geração de energia podem ser muito impactantes se o inversor não tiver a capacidade de procurar o máximo de potência global, em vez de ficar preso a algum máximo local. 

Num caso como esse mostrado acima, às 12ho sistema fotovoltaico estaria operando com uma potência muito reduzida, muito abaixo da potência máxima que teoricamente poderia ser atingida. 

Infelizmente a maior parte dos inversores disponíveis no mercado não possui a capacidade de procurar o máximo de potência global e pouca gente sabe disso.

Muitos consumidores (e mesmo projetistas de sistemas fotovoltaicos) não têm muita noção do impacto causado pelo sombreamento parcial em decorrência dessa incapacidade do inversor.

Conclusão

Neste artigo mostramos que o sombreamento uniforme e o sombreamento parcial têm impactos diferentes sobre o comportamento dos sistemas fotovoltaicos. A melhor situação de sombra é quando todos os módulos são sombreados da mesma forma, recebendo a mesma quantidade de luz. 

Por outro lado, quando apenas alguns módulos do string ou do arranjo são sombreados surgem múltiplos picos (pontos de máximo) na curva P-V, dificultando o rastreamento do ponto de máxima potência pelo algoritmo de MPPT do inversor.

Neste caso, há grande chance de o inversor ficar preso a um ponto de máximo local, o que prejudica de forma significativa o desempenho do sistema fotovoltaico. 

O projeto de sistemas fotovoltaicos em locais com muitas sombras parciais (causadas por chaminés, torres, árvores ou quaisquer objetos próximos) deve prever algum método para a minimização do impacto causado por esse tipo de sombras. 

Em outros artigos vamos analisar algumas estratégias para isso, que podem incluir a modularização do sistema fotovoltaico (com arranjos menores de módulos), o uso de microinversores ou otimizadores de potência ou o uso de inversores com algoritmos de MPPT otimizados para a busca do máximo global.