Módulos fotovoltaicos com elevadas correntes estão cada vez mais ganhando mercado quando comparado aos módulos mais antigos. Isso ocorre devido aos fabricantes tentarem colocar potências elevadas em um único módulo. O ganho com isso, além da otimização da área de instalação, está no marketing gerado (este último é o fator principal, na minha visão).
Outro responsável por isso são os módulos bifaciais. A sua a capacidade de produzir energia em ambas as faces podem acabar produzindo altas correntes e trazendo alguns desafios para traçar a curva I-V. Sem falar na dor de cabeça que esses módulos com alta potência e corrente causam para os fabricantes de inversores rsrs! (assunto para um próximo artigo).
Figura 1. Exemplo de uma curva I-V e curva P-V [Fonte: Dissertação Silva, J. L. S.].
O problema em traçar a curva I-V desses módulos é a limitação dos equipamentos atuais. Por exemplo, para traçar curvas I-V no Brasil, o equipamento mais conhecido é o HT. Entretanto, muitos modelos deles já não suportam os módulos de alta corrente. O modelo HT I-V500w suporta 10 A em 1500 V e 15 A em 1000 V. Daí recebo algumas dúvidas nos cursos que ministro e nas minhas redes sociais como: Professor, como irei comissionar módulos com corrente maior que 15 A? Ou strings com mais de 1000 V?
Bem, quando o problema é a tensão, a resolução é simples apesar de trabalhosa. Podemos simplesmente separar os módulos em string menores se o equipamento medir até 1000 V já que a tensão total é a soma da tensão de cada módulo dentro de uma string. Porém, com a corrente a situação é diferente. Não a muito o que ser feito além de utilizar um outro modelo de traçador de curvas I-V. As opções no mercado são poucas, por exemplo: PVeng e Solmetric que são equipamentos com preços superiores ao HT.
Quais os problemas que vejo nessas questões?
Problema 1 – Temos um mercado com traçadores de curvas que não conseguem medir correntes elevadas ou tensões elevadas, e precisam se atualizar. A solução está nos traçadores da PVeng e Solmetric.
Problema 2 – Quando falamos de módulos bifaciais devemos saber que os traçadores de curva I-V convertem a curva em OPC (operation conditions) para STC (standard test conditions) e isso é feito com auxílio de um sensor de temperatura e um sensor de irradiância (célula de referência) que mede a frontal do módulo, ou seja, não captura o albedo. Logo, a curva obtida em STC não é a curva real do módulo bifacial em laboratório!
A solução do problema 2, é utilizar um sensor de irradiância para a superfície inferior do módulo fotovoltaico. Seria um sensor idêntico ao usado para frontal. Dessa forma, a conversão será feita corretamente. Entretanto, a maioria dos traçadores presentes no mercado ainda não fazem isso.
Logo, o que resta com os traçadores atuais é o seguinte: Verificar se ele suporta a corrente máxima do módulo fotovoltaico, realizar a medição e observar se a curva em OPC tem algum comportamento estranho quando é bifacial, uma vez que, a maioria das falhas - como de diodo de by-pass - serão capturadas. Vale destavar que não teremos a potência em STC para bifaciais. Essa potência seria importante para capturar eventuais mismatch em relação a potência indicada no datasheet, por exemplo.
Figura 2. Traçador da PVeng [2].
Figura 3. Traçador da Solmetric [3].
Particularmente, sou contra trabalhar com correntes elevadas, principalmente em CC. Isso faz a eletrônica de potência ter um custo maior, bem como, equipamentos de proteções em gerais e cabos. Mas, é um desafio que quem trabalha com energia solar fotovoltaica vai ter com os novos dispositivos. E tais dispositivos avançam muito rápido, mudando a cada dia os valores de corrente e, consequentemente, de potência. O que resta é discutir e debater soluções.
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