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Monitoramento de sistemas fotovoltaicos com otimizadores

O monitoramento facilita a detecção de falhas, perdas de desempenho e alarmes

Autor: 28 de maio de 2020outubro 28th, 2020Artigos técnicos
Monitoramento de sistemas fotovoltaicos com otimizadores

Após instalar o sistema fotovoltaico, a ansiedade para acompanhar a geração de energia e a economia de dinheiro é grande. O cliente e o instalador costumam acompanhar todo dia, talvez toda hora nos primeiros 30 dias.

Apesar de o foco ser a geração de energia, o monitoramento fornece uma gama de informações tão importantes quanto.

Principalmente alarmes, detecção de falhas e análise de perda de desempenho de algum componente ou do sistema inteiro.

Todo sistema fotovoltaico apresenta monitoramento, entretanto, o monitoramento do sistema com inversores string “enxerga” a string inteira sem poder detalhar módulo por módulo.

Para um sistema fotovoltaico com otimizadores, o monitoramento consegue ser muito mais detalhado e facilita a detecção de falhas, perdas de desempenho e alarmes.

Sistema string versus Otimizadores

O sistema fotovoltaico tradicional conecta módulos em séries formando strings. As strings são conectadas em inversores multi-strings, com uma string por entrada.

Sendo assim, o monitoramento, presente no inversor, consegue analisar as características elétricas por string.

O sistema fotovoltaico com otimizadores conecta cada otimizador em um ou dois módulos. Assim, é possível fazer a medição em cada otimizador, tornando o monitoramento muito mais detalhado.

Figura 1: Sistema tradicional com módulos conectados em string vs. Sistema com otimizadores com cada módulo conectado a um otimizador [1]

Figura 1: Sistema tradicional com módulos conectados em string vs. Sistema com otimizadores com cada módulo conectado a um otimizador [1]

O monitoramento do sistema com otimizadores permite a visualização de informações mais detalhadas por conseguir analisar ao nível modular.

Como exemplo, temos uma instalação com módulos orientados para o Norte. Todos com a mesma orientação e inclinação (Figura 2).

Figura 2: Monitoramento real de sistema com otimizadores

Figura 2: Monitoramento real de sistema com otimizadores

Nota-se na figura 2 que os módulos não estão gerando a mesma potência no momento da análise. Enquanto que, em um sistema com strings, todos os módulos estariam sendo limitados pelo de menor geração.

Nesse sistema, temos dois módulos conectados por otimizador. É possível analisar as informações ao mesmo tempo de um otimizador com módulos apresentando baixa geração (24,1 W) e alta geração (203,91 W).

A Figura 3, mostra duas curvas para cada otimizador analisado: tensão e potência fotovoltaica. É possível notar uma elevação de tensão do módulo sombreado (correção do MPPT) e diminuição de potência.

Figura 3: Monitoramento individual de otimizadores mostrando a tensão e potência durante um determinado dia

Figura 3: Monitoramento individual de otimizadores mostrando a tensão e potência durante um determinado dia

Com o monitoramento individual por otimizador, é possível observar quanto cada módulo está gerando individualmente. E descobrir possíveis falhas pela comparação deles.

Desempenho abaixo do estimado

Após a instalação do sistema fotovoltaico e de todo o processo de homologação com a concessionária, quando a geração fica abaixo do esperado, as causas podem ser várias: erro de dimensionamento do sistema, sombras, ou apenas um módulo que afeta todos os outros conectados em série.

O monitoramento por string dificulta a detecção de problemas em módulos que afetem toda a string. Esse problema pode ser tanto causado por algum fator externo como sombras ou sujeira, quanto interno, como alguma falha no módulo ou no caso de um módulo com características diferentes dos demais.

Cabe à empresa instaladora a missão de descobrir qual e onde está o problema. E um monitoramento a nível de painel com maior detalhamento de informações facilitaria bastante o trabalho.

No caso do monitoramento da empresa SolarEdge, fabricante de otimizadores e inversores, é possível comparar, além da geração de cada ano, a geração da instalação de um determinado mês ano a ano.

Figura 4: Dados abrangentes do rendimento, com comparações ano a ano [2]

Figura 4: Dados abrangentes do rendimento, com comparações ano a ano [2]

Diodos de bypass

Todo módulo apresenta diodos de bypass instalados durante a fabricação, geralmente três. Quando ocorre uma falha no sistema, é possível que ocorra a queima de um ou mais diodos.

A queima de um diodo é facilmente detectada quando se analisa a tensão de operação ou de circuito aberto de um módulo. Entretanto, em uma string, essa perda de tensão se mascara devido ao alto nível de tensão.

Exemplo 1

Um módulo com Voc = 45 V, apresenta um Vmpp = 36 V (em STC), com um diodo de bypass queimado, apresenta um Voc = 30 V e Vmpp = 24 V. A figura 5 mostra um monitoramento real com cada otimizador ligado a dois módulos.

Figura 5: Monitoramento de otimizadores ligados a dois módulos cada [1]

Figura 5: Monitoramento de otimizadores ligados a dois módulos cada [1]

Logo, a tensão Vmpp esperada no início do dia é de 72 V (36 V + 36 V). Entretanto, em um dos otimizadores nota-se uma tensão de 60 V, mostrando que um dos diodos de bypass dos módulos está queimado (36 V + 24 V = 60 V).

A tensão observada em um dos otimizadores é 17% menor do que a tensão nos demais. Como comparação, caso fossem duas strings com dez módulos cada e uma delas tivesse um diodo de bypass queimado, a tensão de operação dessa string apresentaria um valor 4% menor do que a outra, uma diferença quase imperceptível.

Obs.: é interessante notar na figura 5 a variação do valor de Vmp durante o dia, o valor diminui até 64 V com o aumento da temperatura e volta a 70 V ao final do dia.

Exemplo 2

Duas strings, com dez módulos de 330 Wp cada, geram energia durante um certo dia, chegando a um pico de 2.350 W próximo do meio-dia. Caso uma delas esteja com um diodo de bypass queimado, a diferença nas curvas de geração seria mínima.

Caso esses vinte módulos estivessem conectados em dez otimizadores, a diferença nas curvas de geração seria bem mais perceptível. A figura 6 mostra as curvas de geração para strings e para otimizadores.

Figura 6: Diferença de geração notada em monitoramento com sistema tradicional versus sistema com otimizadores

Figura 6: Diferença de geração notada em monitoramento com sistema tradicional versus sistema com otimizadores

PID

O efeito PID (Potential Induced Degradation – degradação induzida por potencial) provoca uma perda inevitável de potência nos módulos fotovoltaicos a cada ano.

Essa perda pode ser maior ou menor em diferentes módulos mesmo que sejam do mesmo fabricante.

Em uma string, todos os módulos trabalham limitado pelo de menor potência, e no monitoramento clássico é impossível entender a perda pelo efeito PID.

Como o monitoramento em otimizadores mostra módulo por módulo, é possível observar a evolução do efeito PID em diferentes módulos.

A Figura 7 mostra diferentes valores de potência gerados em um mesmo sistema instalado por causa do efeito PID.

Figura 7: Potência gerada por diferentes módulos fotovoltaicos no mesmo sistema [1]

Figura 7: Potência gerada por diferentes módulos fotovoltaicos no mesmo sistema [1]

Referências

  • [1] I-V Curve Tracing vs. SolarEdge Real Time Monitoring. SolarEdge Technonologies. Versão 1.0. Abril, 2019.
  • [2] Handelsman, Lior. Otimize seus Procedimentos de O&M com Gerenciamento otimizado do seu sistema FV – Implementando um sistema de supervisão da planta FV para redução dos custos de Operação e Manutenção (O&M) e aumento da lucratividade.


Hugo Soeiro Moreira

Hugo Soeiro Moreira

Gerente técnico da Tigo Energy LATAM. Especialista em sistemas fotovoltaicos. Doutorando e mestre em engenharia elétrica pela UNICAMP. 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 e do Laboratório de Eletrônica de Potência (LEPO) da UNICAMP.

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