Denio Alves Cassini

Resumo A abundância de recursos para a fabricação dos módulos fotovoltaicos de silício os torna mais utilizados atualmente permitindo sua produção em larga escala. Entretanto, devido as diversas características climáticas, são inúmeros os tipos de degradações que afetam o desempenho dos mais variados geradores fotovoltaicos. A grande maioria destas degradações se apresenta em forma de superaquecimentos (pontos quentes). Portanto, este trabalho objetiva avaliar os resultados de um código capaz de detectar pontos quentes em módulos fotovoltaicos em operação, possibilitando assim tomadas de decisões quanto a ações corretivas ou mitigadoras, podendo contribuir para o aumento do desempenho de usinas fotovoltaicas. Para isso, técnicas de processamento de imagens foram aplicadas em imageamentos termográficos para a remoção de ruídos, extração dos módulos fotovoltaicos e análise da distribuição de temperatura dos mesmos, garantindo um reconhecimento, em frações de segundos, de vários módulos fotovoltaicos com pontos quentes, o que viabiliza projetos de redução de custos de mão de obra e de reconhecimento de falhas quando comparados com a metodologia manual aplicada em várias usinas fotovoltaicas.

Solar irradiation is the primary source of energy used in photovoltaic systems to generate electrical energy. Thus, the photovoltaic performance is directly affected due to the variation of this meteorological factor. To estimate the energy production of a photovoltaic system, it is essential to consider the solar irradiance data for the location where it will be installed. However, these data usually refer to measurements done by pyranometers (or other measuring instrument) installed in a horizontal position, disregarding the effects of inclination as determined for the installation of photovoltaic modules (locations with latitude > 0º). In this scenario, this work aims to estimate the plane of array irradiance from horizontal global irradiance data. For this, global horizontal irradiance data measured by a meteorological station installed at GREEN/PUC Minas in Belo Horizonte/MG (Equatorial Tropical: 19.92° S, 43.99° W) and another in the test area of the Federal University of Santa Catarina in Brotas de Macaúbas/BA (Semi-Arid: 12.00° S, 42.63° W) were used as input data for the mathematical model, and the results were compared with plane of array irradiance measured oriented to the Solar North and with an inclination equal to the latitude of the respective locations. The comparative results showed that the estimate of the plane of array irradiance is close to the measurement, with differences ranging from -27 to 43% for the city of Belo Horizonte/MG and from -8 to 8% for the city of Brotas of Mcaúbas/BA. The biggest differences were registered in the autumn and winter seasons (lower solar altitude), with the average difference for the entire period evaluated around 4.42% for the city of Belo Horizonte/MG and -0.44% for Brotas de Macaúbas/BA. The comparison, between the solar irradiance measured by the meteorological station and that measured by the photovoltaic cell (inclined), indicated a higher difference, around 6%. A irradiação solar é a fonte primária de energia utilizada em sistemas fotovoltaicos para gerar energia elétrica. Dessa forma, o desempenho do fotovoltaico é afetado diretamente d'vido a variação deste fator meteorológico. Para estimar a produção de energia de um sistema fotovoltaico é imprescindível considerar os dados de irradiância solar para a localidade onde este será instalado. Porém, estes dados, normalmente, referem-se a medições realizadas por piranômetros (ou outro instrumento de medição) instalados em posição horizontal, desconsiderando os efeitos da inclinação como é determinado para instalação de módulos fotovoltaicos (locais com latitude > 0º). Neste cenário, este trabalho tem como objetivo estimar a irradiância solar incidente sobre um plano inclinado a partir de dados de irradiância global horizontal. Para isso, dados de irradiância global horizontal medidos por estação meteorológica instalada no GREEN/PUC Minas em Belo Horizonte/MG (Equatorial Tropical:19,92° S, 43,99° O) e outra na área de teste da Universidade Federal de Santa Catarina em Brotas de Macaúbas/BA (Semi- Arid: 12,00° S, 42,63° O) foram utilizados como dados de entrada para o modelo matemático, e os resultados foram comparados com dados de irradiância solar medida em um plano inclinado orientado para o Norte Solar e com inclinação igual a latitude das respectivas localidades. Os resultados comparativos mostraram que a estimativa da irradiância solar incidente sobre um plano inclinado se aproxima da medida, apresentando diferenças que variaram de -27% a 43% para a cidade de Belo Horizonte/MG e de -8% a 8% para a cidade de Brotas de Mcaúbas/BA. As maiores diferenças foram registradas nas estações de outono e inverno (menor altitude solar), sendo a diferença média para todo o período avaliado em torno de 4,42% para a cidade de Belo Horizonte/MG e -0,44% para Brotas de Macaúbas/BA. Já a comparação, entre a irradiância solar medida pela estação meteorológica e a medida pela célula fotovoltaica, indicou diferença mais elevada, em torno de 6%.

Neste artigo buscou-se realizar uma breve contextualização sobre a degradação em módulos fotovoltaicos de filme fino, além da realização de ensaios elétricos em módulos de silício amorfo (a-Si) e telureto de cádmio (CdTe). Estes dispositivos foram retirados de campos após sete anos de operação em regiões de diferentes condições climáticas em Minas Gerais. Os resultados mostraram a existência de pontos quentes e delaminação nos módulos analisados, além da degradação do óxido condutor transparente (TCO) comprometendo as suas propriedades e resultando em perdas de absorção óptica. As taxas de degradação encontradas variaram entre: (1) -5,6%/ano a -7,0%/ano para módulos CdTe de 32 Wp; (2) -5,5%/ano a -5,7%/ano para módulos de a-Si de 32 Wp; e (3) -7,2%/ano a -7,5%/ano para módulos de a-Si de 22 Wp. Estes valores são maiores em relação aos encontrados em literatura, porém deve ser considerado que a degradação é uma perda diretamente associada as condições específicas da localidade, sendo que alguns módulos ensaiados operaram ao longo de sua vida útil em campo sob influência de altos índices de irradiância solar, radiação ultra-violeta e temperatura ambiente.

Este artigo apresenta os resultados da investigação de perdas de desempenho de módulos fotovoltaicos de silício cristalino no Brasil e a identificação de problemas de durabilidade. Os módulos fotovoltaicos foram localizados nas regiões norte e leste do estado de Minas Gerais, sendo que o módulo mais antigo com 20 anos em operação. Essas áreas são consideradas zonas climáticas subtropicais, com invernos secos e verões chuvosos. As técnicas utilizadas foram: (1) procedimentos de inspeção visual para identificar os principais modos de degradação do módulo fotovoltaico, (2) caracterização da curva I-V por simulador solar para as características elétricas, (3) imagem IR para identificação de pontos quentes e (4) Espectroscopia na Região do Infravermelho por Reflectância Total Atenuada (FTIR-ATR) para a análise da degradação do encapsulante. Uma descoloração e delaminação gradual do encapsulante é atribuída à alta incidência de radiação ultravioleta e altas temperaturas. Mecanismos extensivos de degradação de encapsulantes foram analisados e identificados. O descolamento do encapsulante foi seguido de delaminação e corrosão de interconexão. Este artigo apresenta análises detalhadas da operação e confiabilidade dos módulos de silício cristalino após 15 anos no campo. Importante, esses estudos fornecem comparações entre módulos c-Si instalados na mesma região e nas mesmas condições climáticas. Um conjunto sofre uma extensa degradação do encapsulante - e os outros, nenhum. Os motivos para isso são explicados.