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Artigo de Opinião: Teste de Curva I-V em Módulos Fotovoltaicos com elevada corrente



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.


[1] https://www.ht-instruments.com/pt-br/produtos/fotovoltaico/medicao-de-curva-1/i-v500w/


[2] https://www.pv-engineering.de/en/home


[3] https://www.solmetric.com/pvanalyzermatrix.html

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