2016
UNIVERSIDADE DE LISBOA
FACULDADE DE CIÊNCIAS
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA GEOGRÁFICA, GEOFÍSICA E ENERGIA
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração
Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Mestrado Integrado em Engenharia da Energia e do Ambiente
Inês dos Santos Mendes
Dissertação orientada por:
Miguel Centeno Brito
Resumo
Esta dissertação foca-se no estudo e análise do desempenho de sistemas de mini-geração
fotovoltaica, nomeadamente da central da Faculdade de Ciências da Universidade de Lisboa.
Em funcionamento desde 2014, esta central, sendo parte integrante do projeto “Universidade
Verde” patrocinado pela Galp Energia, possui na sua constituição 1124 módulos fotovoltaicos,
perfazendo um total de 275 kWp instalados.
A análise do desempenho dos sistemas de cada edifício, baseada na determinação do coeficiente
de desempenho (Performance Ratio), implicou a extração de dados de produção e de dados
meteorológicos. Os últimos, extraídos da estacão meteorológica e de medição da radiação do
Campus solar da FCUL, sofrem o efeito do sombreamento da sua envolvente de manhã e à
tarde, tendo-se procedido à sua correção através da aplicação de um modelo clear-sky. Nesta
correção foi também considerada a inclinação dos painéis fotovoltaicos. De referir que a
instalação de sensores de radiação e temperatura junto dos módulos poderá melhorar a
qualidade dos resultados, deixando estes de depender de dados externos. Procedeu-se também a
uma comparação entre os dados da estação e os dados da plataforma online PVGIS, cuja base de
dados é construída por médias interpoladas de dados históricos.
Os resultados do coeficiente de desempenho espelham o correto funcionamento da central,
tendo-se obtido valores de 81.9% e 78.6% para os sistemas dos edifícios C1 e C2,
respetivamente. Já os resultados do sistema do edifico C4 apontam para a existência de
sombreamentos nos meses de inverno, tendo-se registado um coeficiente de desempenho
inferior, de 74.7%. Para futuras análises e acompanhamento regular do funcionamento do
desempenho da central, foi desenvolvida uma interface de fácil manipulação, que permite ao
utilizador analisar rapidamente a evolução do desempenho de cada sistema ao longo do ano.
Para analisar mais detalhadamente os sistemas de cada edifício foi também aplicada uma
metodologia que permite, através da avaliação de indicadores de corrente e tensão, detetar e
identificar o tipo de falhas que afetam os mesmos. De modo a testar a sua viabilidade foram
simuladas falhas no sistema do edifício C2, tendo estas sido corretamente identificadas pelos
indicadores avaliados. Posteriormente, procedeu-se a uma análise retrospetiva do
funcionamento do sistema, ao nível do inversor e do edifício, tendo-se concluído que a primeira
é mais apropriada para a identificação de falhas e padrões de sombreamento. Os resultados
permitiram concluir que os dados disponíveis para o edifício C1 se encontravam, à data da sua
extração, mal referenciados na vision box. Para além disso foi detetado no edifício C4 um
padrão de sombreamento nos meses de inverno, que corrobora os resultados obtidos para o
coeficiente de desempenho. Mais uma vez, foram desenvolvidas duas interfaces que permitem a
realização automática deste tipo de análises.
Palavras-Chave: central fotovoltaica FCUL; Performance Ratio; falhas; interface;
sombreamento.
Abstract
This dissertation focuses on the study and analysis of the performance of decentralized PV
systems, particularly of the system installed in FCUL. Operating since 2014, this system, which
is a part of the “Universidade Verde” project, supported by Galp Energia, comprises 275 kWp,
in a total of 1124 PV modules.
The performance analysis of all the PV systems, in all FCUL buildings, based on the
determination of the performance ratio, required access to energy, radiation and temperature
data. The radiation and temperature data used was extracted from the solar station installed in
the Campus Solar, the outdoor solar testing facility. Shadowing of the sensor, caused by the
station surroundings, was corrected by applying a clear-sky model to the data. The inclination of
the PV modules was also considered. The installation of radiation and temperature sensors near
the system would improve the reliability of the results. The Performance Ratio was also
determined based on PVGIS data, in order to compare both data sources.
All results mirror the systems’ good performance, with performance ratios of 81.9% and 78.6%
for the C1 and C2 buildings, respectively. However, the results for the C4 system (74.7%) point
to the presence of a shadowing pattern in the winter months. For future analysis, an interface
was developed that allows the user to quickly analyze the performance evolution of each system
throughout the year.
During this project, it was also applied a fault detection procedure based on the evaluation of
voltage and current indicators. In order to test its viability, several system faults were simulated
in the C2 system. All faults were correctly identified. Finally, historical data was analyzed, by
inverter and by building. The results led to the conclusion that the inverter analysis is more
appropriate to identify possible faults and to detect shadowing patterns. The results show that, at
the time of the extraction, the data retrieved for the C1 building was incorrectly identified in the
vision box. Furthermore, the results allow the identification of a shadowing pattern in the C4
building, during the winter, which is in accordance to the results for the performance ratio.
Additionally, two more interfaces were developed that allow the automatic analysis of all
historical data.
Keywords: PV systems; Performance Ratio; fault detection; interface; shadowing.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes vii
Índice
Resumo .............................................................................................................................................. iii
Abstract ............................................................................................................................................... v
Índice de Figuras ............................................................................................................................... ix
Índice de Tabelas ............................................................................................................................... xi
Agradecimentos ............................................................................................................................... xiii
Simbologia e Notações ...................................................................................................................... xv
Capítulo 1 Introdução.................................................................................................................. 17
1.1 Objetivos ........................................................................................................................... 17
1.2 Estrutura da Tese ............................................................................................................... 17
1.3 Enquadramento.................................................................................................................. 18
1.3.1 Crescimento do PV no mercado global .................................................................... 18
1.3.2 PV em Portugal ........................................................................................................ 21
Capítulo 2 Fundamentos Teóricos .............................................................................................. 23
2.1 Sistema PV ........................................................................................................................ 23
2.1.1 Módulo Fotovoltaico ................................................................................................ 23
2.1.2 Inversor..................................................................................................................... 27
2.1.3 Bateria ...................................................................................................................... 28
2.1.4 Cabos Elétricos e Estruturas ..................................................................................... 28
2.2 Configurações de Sistemas ................................................................................................ 29
2.2.1 Sistemas Ligados à Rede Elétrica ............................................................................ 29
2.3 Desempenho do Sistema PV ............................................................................................. 30
2.4 Falhas no Sistema PV ........................................................................................................ 31
2.4.1 Deteção e Diagnóstico de Falhas .............................................................................. 32
Capítulo 3 Descrição do caso de estudo: mini-geração na FCUL ............................................... 34
3.1 Projeto "Campus Sustentável - Universidade Verde" ....................................................... 34
3.2 Instalação da Faculdade de Ciências ................................................................................. 35
3.2.1 Instalação C1 ............................................................................................................ 36
3.2.2 Instalação C2 ............................................................................................................ 37
3.2.3 Instalação C4 ............................................................................................................ 37
3.2.4 Plataforma ConergySolarControlPlus ..................................................................... 38
Capítulo 4 Avaliação de Desempenho de sistemas PV ............................................................... 40
4.1 Metodologia ...................................................................................................................... 40
4.2 Recolha de dados experimentais ....................................................................................... 41
4.2.1 Dados de produção ................................................................................................... 41
4.2.2 Dados experimentais de irradiância e temperatura ................................................... 41
4.2.3 PVGIS ....................................................................................................................... 47
4.3 Comparação entre fontes de dados .................................................................................... 48
4.4 Avaliação do Desempenho do Sistema ............................................................................. 49
4.4.1 Instalação C1 ............................................................................................................ 49
4.4.2 Instalação C2 ............................................................................................................ 50
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
viii Inês dos Santos Mendes
4.4.3 Instalação C4 ............................................................................................................ 51
4.5 Interface - Performance Ratio – FCUL ............................................................................. 51
4.6 Conclusões ........................................................................................................................ 52
Capítulo 5 Deteção e Diagnóstico de Falhas ............................................................................... 53
5.1 Metodologia ...................................................................................................................... 53
5.1.1 Indicadores para deteção de falhas ........................................................................... 53
5.1.2 Deteção de falhas ..................................................................................................... 55
5.2 Recolha de dados experimentais ....................................................................................... 56
5.3 Validação da Metodologia ................................................................................................ 57
5.3.1 Simulação de Falhas ................................................................................................. 57
5.3.2 Análise Anual ........................................................................................................... 62
5.4 Interface ............................................................................................................................. 69
5.4.1 Daily Automatic Fault Detection in Grid Connected Photovoltaic Systems – FCUL ..
.................................................................................................................................. 69
5.4.2 Annual Analysis – Automatic Fault Detection in Grid Connected Photovoltaic
Systems - FCUL ........................................................................................................................ 70
5.5 Conclusões ........................................................................................................................ 71
Capítulo 6 Conclusões Finais ...................................................................................................... 72
Capítulo 7 Referências Bibliográficas ........................................................................................ 75
Anexos............................................................................................................................................... 78
A.1 Fichas Técnicas ................................................................................................................. 78
A.1.1 Módulo Fotovoltaico ................................................................................................ 78
A.1.2 Inversor..................................................................................................................... 80
A.1.3 Vision box ................................................................................................................ 84
A.2 Certificado de Exploração ................................................................................................. 86
A.3 Esquemas Unifilares .......................................................................................................... 87
A.3.1 C1 ............................................................................................................................. 87
A.3.2 C2 ............................................................................................................................. 88
A.3.3 C4 ............................................................................................................................. 89
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Inês dos Santos Mendes ix
Índice de Figuras
Figura 1: Crescimento global do investimento no mercado fotovoltaico [4]. .................................. 18
Figura 2: Evolução do custo de sistemas fotovoltaicos no mercado alemão [4]. ............................. 19
Figura 3: Distribuição de potência instalada pelos diversos sectores em 2014 [5]. ......................... 19
Figura 5: Potencial solar do território português [9]. ....................................................................... 21
Figura 6: Evolução da potência instalada em Portugal [8], [10]–[12]. ............................................ 22
Figura 7: Estrutura módulo PV [18]. ................................................................................................ 23
Figura 8: Curva IV. Adaptado de [19]. ............................................................................................ 24
Figura 9: Efeito da temperatura e radiação na curva IV [13]. .......................................................... 25
Figura 10: Efeito da resistência shunt e da resistência série na curvatura da curva IV. [20] ........... 25
Figura 11: Efeito das ligações na curva IV. Adaptado de [17]. ....................................................... 26
Figura 12: Díodos de bypass [21]. ................................................................................................... 27
Figura 13: Variação de potência de output com a temperatura para um inversor tipo [22]. ............ 27
Figura 14: Estrutura fixa para superfície plana [24]. ........................................................................ 28
Figura 15: Estrutura superfície inclinada [24]. ................................................................................. 29
Figura 16: Configuração tipo de sistemas ligados à rede elétrica. A caixa a vermelho assinala o
sistema de armazenamento, de carácter opcional.Adaptado de [25]. ............................................... 30
Figura 17: Danos mais comuns observados em módulos fotovoltaicos [32]–[35]........................... 32
Figura 19: Disposição dos módulos fotovoltaicos nos telhados da Faculdade de Ciências da
Universidade de Lisboa [45]. ........................................................................................................... 35
Figura 20: Energia total produzida no C2 no mês de Setembro. ...................................................... 38
Figura 21: Produção diária no edifício C2 ao longo do mês de Setembro. ...................................... 38
Figura 22: Produção diária nos inversores 1 000 061 014 241 e 1 000 061 014 244 ao longo do mês
de Setembro. ..................................................................................................................................... 38
Figura 23: Variação da temperatura dos módulos nos inversores 1 000 061 014 241 e 1 000 061
014 244 ao longo do mês de Setembro. ........................................................................................... 39
Figura 24: Estação meteorológica situada no campus solar [49]. .................................................... 41
Figura 25: Posição da estação meteorológica (círculo) relativamente aos sistemas fotovoltaicos de
cada edifício (1:50). ......................................................................................................................... 42
Figura 26: Dados de para um dia de inverno e de primavera. .................................................... 42
Figura 29: Validação do modelo de “Ineichen”. .............................................................................. 46
Figura 30: Comparação da radiação antes e após )a correção dos períodos de
sombreamento. ................................................................................................................................. 47
Figura 31: Comparação da radiação global antes e após a correção da inclinação da superfície e dos
períodos de sombreamento. .............................................................................................................. 47
Figura 32: Painel de trabalho de ferramenta “Monthly Radiation” [55]. ......................................... 48
Figura 34: Performance Ratio para dados da estação meteorológica e para dados do
PVGIS ( ), para o edifício C1. ........................................................................................... 49
Figura 35:Performance Ratio para dados da estação meteorológica ( e para dados do
PVGIS , para o edifício C2. .......................................................................................... 50
Figura 36: Performance Ratio para dados da estação meteorológica e para dados do
PVGIS ( ), para o edifício C4. ........................................................................................... 51
Figura 38: Curva IV do modelo Conergy PH em condições AM1.5 (anexo A.1.1). ....................... 57
Figura 39: Perfil de radiação do dia 7 de Julho de 2015. ................................................................. 57
Figura 40:Simulação de módulo em bypass. O retângulo amarelo representa a string afetada pela
simulação.......................................................................................................................................... 58
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
x Inês dos Santos Mendes
Figura 41: Indicadores de tensão para caso de simulação de módulo em bypass. ........................... 58
Figura 42: Indicadores de corrente para caso de simulação de módulo em bypass. ........................ 59
Figura 43: Desconexão de cabos para simulação de falha em string. .............................................. 59
Figura 44: Indicadores de corrente para caso de simulação de falha em string. .............................. 59
Figura 45: Indicadores de tensão para caso de simulação de falha em string. ................................. 60
Figura 46: Simulação de Sombreamento. Módulos cobertos com lona no edifício C2. .................. 60
Figura 47: Perfil de radiação do dia 6 de Julho de 2015, obtido através de dados extraídos da
estação meteorológica do campus Solar [49]. .................................................................................. 61
Figura 48: Indicadores de corrente para caso de simulação de sombreamento. ............................... 61
Figura 49: Indicadores de tensão para caso de simulação de sombreamento. .................................. 62
Figura 51:Simulação de sombreamento de muro de cimento ao longo de um dia de Inverno. ........ 63
Figura 52:Análise, sem filtro (esquerda) e com filtro (direita), da variação da corrente para o
inversor 1 000 061 014 241. ............................................................................................................. 64
Figura 53: Período de simulação de falha na string. ........................................................................ 64
Figura 54:Análise, sem filtro (esquerda) e com filtro (direita), da variação da tensão para o inversor
1 000 061 014 251. ........................................................................................................................... 65
Figura 55: Período de simulação de falha no módulo. ..................................................................... 65
Figura 56: Análise da variação anual da corrente no inversor 1 000 061 014 351 e 1 000 061 014
258, respetivamente. ......................................................................................................................... 66
Figura 57: Análise, sem filtro (esquerda) e com filtro (direita), da variação anual do rácio dos
indicadores da corrente no sistema do edifício C1. .......................................................................... 67
Figura 58: Análise, sem filtro (esquerda) e com filtro (direita), da variação anual do rácio dos
indicadores da tensão no sistema do edifício C1. ............................................................................. 67
Figura 59: Análise dos rácios de corrente (lado esquerdo) e de tensão (lado direito), com filtro, para
o sistema do edifício C2. .................................................................................................................. 68
Figura 60: Análise dos rácios de corrente (lado esquerdo) e de tensão (lado direito), com filtro, para
o sistema do edifício C4. .................................................................................................................. 68
Figura 61: Painel da interface de análise diária para o inversor 241 do edifício C2 no dia 7 de Julho.
.......................................................................................................................................................... 69
Figura 62: Mensagem de erro em caso de maioria de dados abaixo dos 200 W/m2........................ 70
Figura 63: Diagnóstico de falha. ...................................................................................................... 70
Figura 64: Painel de interface de análise anual - com filtro – para o inversor 258 do edifício C4. . 71
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Índice de Tabelas
Tabela 1: Tipos de falhas de sistemas fotovoltaicos ........................................................................ 31
Tabela 2: Parâmetros do módulo PV instalado no sistema de mini-geração (anexo A.1.1). ........... 35
Tabela 3: Parâmetros do inversor instalado no sistema de mini-geração (anexo A.1.2). ................. 36
Tabela 4: Quadro resumo do sistema do C1..................................................................................... 36
Tabela 5: Quadro resumo do sistema do C2..................................................................................... 37
Tabela 6: Quadro resumo do sistema do C4..................................................................................... 37
Tabela 7: Períodos de sombra ao longo do ano. ............................................................................... 43
Tabela 8: Irradiância global média por unidade de área (kWh) [55]. .............................................. 48
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xii Inês dos Santos Mendes
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Agradecimentos
Agora que termino esta fase da minha vida quero agradecer a todos os que fizeram parte do meu
percurso académico e que me ajudaram a crescer nestes últimos anos.
Um obrigado especial ao Professor Miguel Brito pela oportunidade, e por ter permitido que
trabalhasse num tema que tanto gosto. Obrigado ainda por tudo o que me ensinou ao longo deste
ano.
Quero também agradecer ao Rodrigo Amaro e Silva por todo o apoio e trocas de ideias constantes,
quer sobre Matlab, quer sobre o tema em geral, que fizeram com que conseguisse apresentar algo
de que me orgulho.
Obrigado ainda ao André Amaral pelas horas disponibilizadas para visitas às instalações e por toda
a ajuda dada ao longo do projeto.
Obrigado à COFELY pelo incentivo e pela e oportunidade oferecida, mesmo não tendo terminado
na altura da minha admissão, a minha dissertação de mestrado.
Agradeço ainda a todos os que me são mais próximos, nomeadamente ao Hugo, à Sara e à Ana pela
disponibilidade e apoio nas horas de maior frustração.
Aos meus cãezinhos e gatinhos que, sendo uma grande parte da minha vida, muitas vezes me
alegraram nos momentos de maior desanimo.
Um grande obrigado a toda a minha família, desde os meus avós à minha irmã que, por mais que
cresça será sempre a minha “little sister”.
Por último, um especial obrigado aos meus pais que sempre trabalharam para me permitirem uma
melhor educação e instrução do que a que lhes foi possibilitada.
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Simbologia e Notações
Faculdade de Ciências da Universidade de Lisboa
Fotovoltaico
EVA Espuma Vinílica Acetinada
Fotovoltaico integrado em edifícios
STC Condições de teste Standard
Massa de Ar
Curva corrente-tensão
Corrente de curto-circuito
Tensão de circuito aberto
Corrente no ponto de potência máxima
Tensão no ponto de potência máxima
Potência máxima
Fator de Forma
Resistência série
Resistência Shunt
Corrente alternada
Corrente contínua
System Yield
Reference Yield
Performance Ratio
CC Curto-Circuito
MPPT Seguidor de ponto de potência máxima
Eficiência do módulo PV
Eficiência do inversor
Temperatura ambiente
NOCT Temperatural normal de operação da célula fotovoltaica
Temperatura da célula
PVGIS Photovoltaic Geographical Information System
Área módulos fotovoltaicos
Energia produzida
Irradiância no plano normal
Irradiância Global Horizontal
Irradiância no plano inclinado
Declinação solar
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Dias julianos
Ângulo horário
Azimute
Inclinação
Latitude
Albedo
Radiação calculada pelo modelo clear-sky
Constante solar
Turbidez de Linke
Irradiância considerando sombreamento
Indicador corrente obtido
Indicador corrente previsto
Indicador tensão obtido
Indicador tensão previsto
Threshold para falha de tensão
Threshold para falha de corrente
Número de ligações série
Número de ligações paralelo
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Capítulo 1 Introdução
1.1 Objetivos
O trabalho desenvolvido no âmbito desta dissertação teve como objetivo a avaliação do
desempenho do sistema de mini-geração da Universidade de Lisboa, nomeadamente do sistema da
Faculdade de Ciências. As instalações, exploradas pela Galp Energia, estão divididas em 3 edifícios
(o C1, o C2 e o C4), existindo ainda uma central no Jardim de Pedra do C7. O trabalho procurou
analisar o desempenho do sistema e detetar eventuais falhas na sua produção, utilizando a
metodologia desenvolvida por Santiago Silvestre e Mário Aires da Silva " [1],[2]. O trabalho
possuiu diversas etapas de desenvolvimento, listadas em baixo:
Estudo do Sistema Solar Fotovoltaico instalado na FCUL;
Recolha local de dados para análise;
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração.
Criação de uma interface para determinação do Performance Ratio do sistema;
Validação experimental de metodologia de deteção de falhas;
Aplicação do método de deteção de falhas;
Criação de uma interface para análise diária, por inversor, para identificação automática de
falhas;
Criação de interface para análise anual, por edifício e por inversor;
1.2 Estrutura da Tese
A dissertação apresentada encontra-se organizada em seis capítulos. No primeiro é feita uma
apresentação dos objetivos do trabalho, seguida de um enquadramento ao mercado fotovoltaico e à
produção descentralizada de origem solar fotovoltaica, nomeadamente em Portugal. No segundo
capítulo são apresentadas matérias relevantes na área da energia solar para que o leitor possa
conhecer ou relembrar algumas definições pertinentes. O terceiro capítulo diz respeito à descrição
detalhada das instalações da Galp Energia, dando-se especial enfâse à central da FCUL. No quarto
capítulo é feita uma avaliação do desempenho dos sistemas de cada edifício. Em primeiro lugar, é
apresentada a metodologia de cálculo aplicada, seguida de uma descrição do procedimento de
extração dos dados necessários. Nele é ainda realizada uma análise dos resultados obtidos, sendo
por fim apresentada uma interface desenvolvida de modo a facilitar este tipo de estudo. No capítulo
5 é aplicada uma metodologia de deteção e diagnóstico de falhas. Após a descrição da metodologia,
é realizada uma validação da mesma (através da simulação experimental de falhas), sendo esta
posteriormente implementada nos sistemas de cada edifício. É ainda apresentada uma análise por
inversor e por edifício, visando uma melhor compreensão do funcionamento dos sistemas. Por fim
são apresentadas interfaces de análise diária e anual, desenvolvidas de forma a simplificar a análise
do desempenho da central. No capítulo seis é feita uma conclusão sobre o trabalho realizado,
havendo ainda sugestões a desenvolvimentos futuros.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
18 Inês dos Santos Mendes
1.3 Enquadramento
1.3.1 Crescimento do PV no mercado global
A utilização de combustíveis fósseis, poluentes e com recursos limitados, é uma abordagem não
sustentável aos sistemas de energia, sendo necessário investir em sistemas de produção de energia
de origem renovável que, para além de promoverem uma diminuição da libertação de poluentes na
atmosfera, contribuem para uma maior sustentabilidade das gerações futuras.
A eletricidade de origem solar, nomeadamente a fotovoltaica, tem possuído especial destaque
devido à elevada disponibilidade do recurso. O investimento no solar tem sido notável,
principalmente na Europa, onde está instalada cerca de 74% da produção mundial de energia [3]. A
Alemanha e a Itália foram até recentemente os principais investidores, sendo que no primeiro os
custos associados à produção atingiram o valor mais baixo dos últimos anos, tornando-se esta na
mais barata forma de energia renovável do país [3]. Na Figura 1 é possível observar o crescimento
gradual do investimento em instalações solares e a sua distribuição à escala global, de 2008 a 2014.
Nesta pode verificar-se que o mercado asiático regista um crescimento muito superior aos restantes,
justificado com a sua evolução tecnológica. Já o mercado europeu tem vindo a desacelarar devido à
redução de programas de incentivos. A partir desta pode ainda verificar-se que entre 2010 e 2012 o
crescimento rondou os 30 GWp/ano, enquanto de 2012 a 2014 se registou um crescimento de 40
GWp/ano, comprovando-se o aumento gradual do investimento no fotovoltaico. Em 2014 estavam
instalados globalmente cerca de 180 GWp [4].
Figura 1: Crescimento global do investimento no mercado fotovoltaico [4].
Este investimento exponencial no mercado fotovoltaico tem conduzido a uma diminuição gradual
do custo de instalação, desde os materiais que compõem um módulo fotovoltaico, aos
equipamentos que constituem o sistema. Na Figura 2 é possível avaliar a evolução deste custo, de
2006 ao primeiro quadrimestre de 2015, na Alemanha. A partir deste é possível retirar diversas
conclusões. Em primeiro lugar verifica-se que, de 2006 a 2015 se registou uma queda de
aproximadamente 75% do custo de instalação, que se encontrava, no último ano, nos 1300 €/kWp.
É ainda possível verificar que, até 2013, o custo do módulo constituía mais de 50% do custo total
do sistema. Até meados de 2009 este custo representava mais de 70% do custo total do sistema,
tendo-se verificado uma queda acentuada desta percentagem, justificada com o aparecimento de
novos materiais mais eficientes. Esta diminuição do custo do painel tem equilibrado a repartição
dos custos totais do sistema, tendo-se registado um aumento do impacto do custo de equipamentos
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 19
como os inversores. Desde 2013 tem-se registado uma repartição de aproximadamente 50%-50%
entre os tipos de equipamentos em questão [4].
Figura 2: Evolução do custo de sistemas fotovoltaicos no mercado alemão [4].
Este tipo de sistemas pode ser aplicado em diversos sectores, desde o industrial ao residencial. O
gráfico da Figura 3 representa a distribuição de potência instalada pelos diversos sectores, em 2014
[5]. Nele pode verificar-se que países como a Roménia, Bulgária e Espanha investem mais em
sistemas fixos de produção descentralizada, aproveitando o recurso solar para fortalecer a rede
elétrica. Já em países como a Holanda, a Dinamarca e a República Checa o investimento é mais
notável no sector residencial, o que resulta de políticas de incentivo do Estado que facilitam a
integração deste tipo de sistemas. O sector comercial é também bastante relevante, nomeadamente
na Eslováquia e na Áustria, enquanto o sector industrial é nominal na Polónia e Suíça. De acordo
com a figura, Portugal investe maioritariamente no sector industrial e comercial, existindo menor
investimento no residencial. O investimento em sistemas fixos é quase nulo existindo apenas
algumas centrais de média e grande potência instalada, de onde se destaca a central da Amareleja,
com 62 MWp de potência instalada [6].
Figura 3: Distribuição de potência instalada pelos diversos sectores em 2014 [5].
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
20 Inês dos Santos Mendes
Nos dias de hoje, cada vez mais surgem novas formas de exploração de energia de origem
renovável, facilitando a dispersão dos sistemas ao nível habitacional, e não apenas a um nível
centralizado e comercial. Um destes novos conceitos de produção é o autoconsumo, em que o
produtor consome a energia que produz, podendo ou não haver armazenamento do excedente. O
excedente pode ainda ser vendido à rede, não sendo este o principal objetivo deste tipo de sistema
em que é mais vantajoso consumir energia nas horas de maior disponibilidade solar. Embora não
seja o caso de Portugal, para promover o investimento nestes sistemas de produção renovável
foram também criadas políticas de net-metering, em que a venda deste excedente é incentivada
através de taxas sobrevalorizadas, passando a rede a servir como sistema de armazenamento. Neste
caso o consumidor reduz a sua fatura elétrica, sendo no entanto necessário um controlo da energia
injetada nas horas de sol, de modo evitar uma sobrecarga da rede. Hoje em dia, os sistemas mais
comuns são os sistemas de mini-geração, responsáveis pela produção descentralizada em pequena
escala, em que toda a energia produzida é vendida à rede [7]. Estes são sistemas de elevada
rentabilidade, aproveitando coberturas de edifícios como local de instalação. As coberturas em
meio urbano são o local ideal para a instalação de tecnologias de energia solar, sendo o fotovoltaico
a principal tecnologia utilizada em sistemas de mini-geração.
Na Figura 4 está representada a contribuição da energia fotovoltaica na procura energética dos
países europeus, em 2013. A figura permite ainda analisar a variação de investimento entre as
diversas formas de exploração apresentadas [8]. De acordo com a mesma, apenas a Bélgica, a
Dinamarca e a Holanda investem em sistemas de net-metering. Já países como a Itália e a
Alemanha, para além de satisfazerem cerca de 7% do seu consumo com energia de origem
fotovoltaica, investem tanto em sistemas de autoconsumo como em sistemas de produção
descentralizada. A Figura 4 permite ainda verificar através da coluna azul que, em média, cerca de
3% do consumo de energia europeu foi garantido por tecnologias de energia solar fotovoltaica.
Figura 4:Contributo do PV para a procura energética europeia em 2013 [8].
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 21
1.3.2 PV em Portugal
Portugal é um país costeiro com grande disponibilidade de recurso solar. Como se pode verificar na
Figura 5, o sul de Portugal recebe, em média, mais de 2100 kWh/ /ano de radiação solar,
enquanto o Norte possui menor disponibilidade solar, na ordem dos 1750 kWh/m2/ano. Devido à
sua posição geográfica, o arquipélago dos Açores recebe menos radiação que o da Madeira,
rondando em média os 1600 kWh/ /ano e os 1800 kWh/ /ano, respetivamente [9]. A Figura 5
permite ainda avaliar os níveis de produção média anual de energia de origem fotovoltaica,
proporcional à disponibilidade de recurso solar. O centro e sul do país são assim as regiões onde se
produz mais energia elétrica proveniente de tecnologias fotovoltaicas. Deste modo, o investimento
em energia de origem solar pode ser bastante vantajoso, aproveitando-se o recurso disponível ao
longo do ano, reduzindo os custos associados à importação de combustíveis fósseis e aumentando,
simultaneamente, a sustentabilidade do país.
Figura 5: Potencial solar do território português [9].
O mercado fotovoltaico em Portugal tem evoluído gradualmente ao longo dos anos. No gráfico da
Figura 6 é possível verificar que até 2013 o crescimento foi mais lento, tendo-se registado um
aumento significativo em 2014, na ordem dos 120 MW. De modo a cumprir o objetivo definido no
horizonte 2020, de 720 MW instalados em Portugal, é necessário garantir um crescimento anual de
pelo menos 50 MW [8], [10]–[12].
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
22 Inês dos Santos Mendes
Figura 6: Evolução da potência instalada em Portugal [8], [10]–[12].
Para além da disponibilidade de recurso solar, também as políticas de incentivo do Estado
promovem este investimento na produção solar, oferecendo um leque de benefícios económicos
vantajosos para o investidor e para a própria rede elétrica com a injeção do excedente.
O Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro, prevê dois cenários distintos de exploração de
sistemas de produção de energia [13]. O primeiro diz respeito à produção destinada ao
autoconsumo na instalação, com ou sem ligação à rede elétrica pública, baseada em tecnologias de
produção que podem ser de origem renovável ou não. O segundo cenário diz respeito à criação de
sistemas de mini-geração de origem renovável em que toda a energia produzida na instalação é
vendida à rede pública.
Apesar do autoconsumo também permitir a injeção do excedente na rede, as taxas aplicadas em
cada cenário são bastante diferentes, uma vez que no primeiro caso o objetivo principal não é a
comercialização de energia, mas sim o seu consumo pelo produtor. No entanto, neste caso, como se
sabe, as horas de maior disponibilidade solar não correspondem às horas de maior consumo,
existindo portanto um excedente de energia que, se não for armazenado em baterias, terá de ser
injetado na rede. A portaria em questão detalha o regime remuneratório no Artigo 31º, definindo
que o excedente proveniente de sistemas de autoconsumo é vendido a preço de retalho, enquanto a
energia produzida por sistemas de mini-geração é valorizada ao preço de mercado. A Portaria n.º
15/2015, de 23 de Janeiro, fixa a tarifa prevista no decreto de 2014 e determina as percentagens a
aplicar à mesma, consoante a origem da energia primária utilizada pelas unidades de pequena
produção [14].
Um exemplo deste crescente investimento é o sistema de mini-geração fotovoltaica da
Universidade de Lisboa, onde estão instalados 954 kWp, e em que a totalidade da energia
produzida é injetada na rede [15].
720
172 242
278
400
0
100
200
300
400
500
600
700
800
2011 2012 2013 2014 2020
MW
Potência instalada em Portugal
Mercado Anual Cumulativo
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 23
Capítulo 2 Fundamentos Teóricos
O presente capítulo pretende fazer uma revisão de alguns fundamentos teóricos relativos ao tema
da energia solar fotovoltaica, garantindo assim ao leitor uma melhor compreensão da metodologia
implementada neste trabalho.
2.1 Sistema PV
2.1.1 Módulo Fotovoltaico
O módulo é o principal componente de um sistema fotovoltaico, sendo o responsável pela
conversão de radiação solar em energia elétrica. Este é constituído por um conjunto de células
fotovoltaicas, tipicamente de silício, cuja quantidade, associada ao tipo de interconexão utilizada,
determina as características elétricas do mesmo. Estas células são encapsuladas por um material
estável a elevadas temperaturas, normalmente espuma vinílica acetinada (EVA), de modo a facilitar
o acoplamento entre a parte frontal e a parte posterior do módulo. Esta última é constituída por um
polímero de baixa resistência térmica, habitualmente tedlar, que previne a infiltração de água e
vapor [16]. Nesta é ainda possível encontrar a caixa de conexões que permite a ligação do módulo a
outros módulos ou equipamentos e, caso existam, os díodos de bypass, abordados adiante nesta
secção [17]. Na maioria dos casos os módulos possuem estruturas rígidas, sendo constituídos por
uma base mecânica com uma ou mais lâminas de vidro temperado, com baixo teor de ferro. Na
Figura 7 está representada a composição de um módulo tipo [18].
Figura 7: Estrutura módulo PV [18].
Para além de módulos rígidos existem módulos flexíveis, de células de filmes finos, em que o
substrato é constituído por materiais maleáveis como polímeros ou lâminas metálicas [17]. Existem
ainda módulos que, sendo utilizados em construções BIPV, não necessitam de molduras mecânicas
nem possuem caixa de conexões, ou esta não é facilmente acessível, existindo ligação direta a
partir de uma caixa fechada.
A interconexão entre as células fotovoltaicas define as propriedades que caracterizam um módulo,
sendo as mais relevantes a corrente e a tensão que nele circulam. Alguns destes parâmetros são
fortemente influenciados por fatores externos, como a radiação e temperatura. Uma vez que não é
possível garantir as mesmas condições em todo o mundo, definiu-se um conjunto de condições
padrão, as condições STC (standard test conditions), que facilitam a caracterização de um módulo.
As fichas técnicas dos módulos apresentam assim as suas características para 1000 sob uma
distribuição espectral para AM 1.5 a uma temperatura de 25ºC, possibilitando uma comparação
entre modelos distintos [17].
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
24 Inês dos Santos Mendes
Uma das principais características de um módulo é a sua corrente de curto-circuito, o , que diz
respeito à corrente que percorre o circuito quando a tensão nos seus terminais é nula, e que depende
diretamente da intensidade da luz incidente, e portanto, da geração de portadores. A é assim a
corrente máxima que se pode extrair do equipamento, dependendo de fatores como a área, o
espectro de luz incidente e as propriedades óticas do material como a absorção e reflexão [16].
Relativamente à tensão, um dos principais parâmetros a considerar é a tensão de circuito
aberto, , medida nos seus terminais quanto a corrente é nula, sendo por isso a máxima tensão
que o módulo pode produzir. Esta depende da corrente de saturação e está relacionada com a
recombinação dos portadores de carga minoritários.
Também a potência do módulo é um dos principais aspetos que o caracterizam [16]. O seu valor
máximo, , define dois parâmetros de tensão e corrente, o e o , que permitem
determinar a eficiência do equipamento dada por:
(1)
onde é a potência incidente nas condições STC.
A curva IV, representada na Figura 8 é um dos principais métodos de caracterização de módulos
fotovoltaicos, permitindo extrair os parâmetros referidos anteriormente, e ainda dados que não se
encontrem listados nas fichas técnicas como o Fator de Forma e as resistências parasíticas dos
mesmos.
Figura 8: Curva IV. Adaptado de [19].
Como foi referido, as características elétricas dos módulos são fortemente influenciadas por fatores
meteorológicos como a radiação e temperatura. Por um lado a radiação proveniente do sol afeta
proporcionalmente a corrente, nomeadamente a alterando ainda a tensão de forma logarítmica.
Já a temperatura influencia maioritariamente a tensão, particularmente o , provocando ainda
alterações, pouco significativas, na . Deste modo, aumentos na temperatura provocam um
decréscimo no na ordem dos 2.2 mV/°C e um aumento pouco relevante de 0.0006 mA/ºC na
[16]. Todas estas alterações aos parâmetros referidos provocam uma alteração na forma da curva
IV, representada na Figura 9 .
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 25
Figura 9: Efeito da temperatura e radiação na curva IV [13].
Também a qualidade do material e dos contactos elétricos das células do módulo influencia
fortemente a sua eficiência, oferecendo resistências que alteram a forma da curva IV: a resistência
shunt e a resistência série. A resistência shunt, resulta de curto-circuitos locais, defeitos no
processo de fabrico ou operação da célula solar. Valores baixos desta resistência provocam
dissipação de calor, reduzindo a tensão da célula. O efeito desta resistência é mais notável para
níveis inferiores de radiação uma vez que, nestes casos, haverá menos corrente a circular, que será
perdida através da resistência. Como se verifica na Figura 10 , perto do ponto a curva é
influenciada pela resistência, sendo o seu valor determinado em primeira ordem pelo declive da
mesma nesse ponto [16]. A resistência série, é a resistência dos contactos metálicos, quer no
que diz respeito ao contacto entre os elementos metálicos e o silício, quer no que diz respeito ao
contacto entre os elementos metálicos em si. Esta pode, caso possua valores muito elevados,
reduzir a . Perto do ponto a curva é fortemente afetada pela resistência, como se pode
verificar na Figura 10, podendo o seu valor ser determinado em primeira ordem através do declive
da mesma [16].
Figura 10: Efeito da resistência shunt e da resistência série na curvatura da curva IV. [20]
Posto tudo isto, verifica-se que a análise da forma da curva IV, através do Fator de Forma, permite
inferir o impacto das resistências que afetam a eficiência global do módulo [16]. Este, sendo um
dos parâmetros que não está listado nas datasheets, é dado por:
(2)
Este parâmetro permite assim avaliar a qualidade do módulo sendo que, quanto maior for o FF,
mais a curva assume uma forma retangular, e menores serão as perdas resistivas.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
26 Inês dos Santos Mendes
A partir deste parâmetro é também possível determinar a eficiência dada por:
(3)
onde é a potência incidente, considerando as condições STC [16].
As características de um sistema fotovoltaico dependem da configuração das ligações entre os
módulos que o compõem. Estas ligações, que podem ser em série ou paralelo, limitam a tensão e a
corrente do sistema.
Numa associação de módulos em série a corrente do sistema mantém-se inalterada, enquanto a
tensão global do mesmo toma o valor da soma das tensões de cada módulo. Para este tipo de
associações é necessário que os módulos possuam características elétricas semelhantes uma vez
que o pior módulo limita o desempenho do conjunto. Por outro lado, nas associações em paralelo a
tensão não sofre alterações, sendo a corrente total do sistema a soma da corrente de todos os
módulos [17]. Neste tipo de ligações é necessário que os módulos possuam todos a mesma tensão,
sendo que o pior módulo limita, mais uma vez, a potência do sistema. Na Figura 11 é possível
observar o efeito destas ligações na curva IV.
Figura 11: Efeito das ligações na curva IV. Adaptado de [17].
Por vezes, fatores como sombreamentos (que podem ser sistemáticos, resultando da envolvente, ou
passageiros, resultando de nuvens) ou sujidades provocam dissipação da energia nas células que
pode originar o aparecimento dos designados "pontos quentes", mais conhecidos como "hotspots",
que, a longo prazo, provocam danos permanentes no módulo. Estes danos resultam em quedas na
corrente afetando, consequentemente, a produção total do sistema. Assim, para evitar estas quedas
na produção recorre-se a díodos de desvio, também designados por díodos de bypass, que, sendo
instalados em paralelo, fornecem à corrente um caminho alternativo evitando as células
sombreadas ou danificadas. Podem ainda existir díodos de bloqueio cuja função é impedir o fluxo
de corrente de uma série com tensão maior para uma com tensão menor, podendo estes prevenir a
descarga de baterias [17]. Na Figura 12 é possível observar-se o comportamento de um sistema
sombreado com bypass.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 27
Figura 12: Díodos de bypass [21].
2.1.2 Inversor
Outro componente fundamental de um sistema fotovoltaico é o inversor. Este equipamento é
responsável pela conversão de corrente contínua, proveniente dos módulos, em corrente alternada,
que é injetada no parque residencial ou na rede de distribuição. Este possui na sua constituição um
equipamento que permite aos módulos operar à sua potência máxima, o Maximum Power Point
Tracker (MPPT) [16].
Na seleção de um modelo de inversor vários parâmetros devem ser tidos em conta, sendo
necessário verificar se a potência nominal de saída, e a tensão e a corrente, quer de entrada (do
sistema PV) quer de saída (da carga), são compatíveis com a instalação em questão. A corrente de
saída do inversor deve respeitar a amplitude, frequência e conteúdo harmónico correspondente à
aplicação pretendida. Adicionalmente, é importante analisar as temperaturas de funcionamento do
inversor, de forma a averiguar se é adequado para as condições do local em questão [17].
O processo de conversão de corrente contínua em corrente alternada resulta, por vezes, em perdas
de energia que depende da eficiência do equipamento. Normalmente, o valor apresentado nas
fichas técnicas dos equipamentos diz respeito à sua potência nominal e varia entre 50% (para
potências muito inferiores à sua potência nominal) e 95% [17]. Durante o processo de conversão o
inversor liberta calor que, associado à temperatura ambiente, influencia a temperatura de operação
do equipamento. À medida que esta temperatura aumenta, o equipamento passa a controlar a
quantidade de energia convertida, visando um aumento do seu tempo de vida. Deste modo, a
temperatura ambiente possui um papel importante na eficiência global do inversor, sendo possível
analisar esta relação na Figura 13 [22]. Nesta é possível verificar que a partir do 45ºC, a eficiência
do inversor tipo começa a decair.
Figura 13: Variação de potência de output com a temperatura para um inversor tipo [22].
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
28 Inês dos Santos Mendes
Como alternativa a estes inversores tradicionais, existem ainda módulos com microinversores
integrados cujos terminais são exclusivamente de corrente alternada, e que se destinam a
instalações de mini e microgeração [23]. Ao contrário dos inversores normais que são otimizados
para o pior módulo (sofrendo os restantes o chamado efeito “dominó”) este tipo de equipamento
permite que cada painel funcione individualmente à sua máxima potência, evitando por exemplo o
uso de díodos de bypass.
2.1.3 Bateria
Em alguns casos é necessário encontrar soluções que garantam a total satisfação do consumidor,
sendo uma delas o armazenamento da energia produzida. Esta solução faz com que seja possível
responder a todas as necessidades energéticas da instalação, quer nos períodos em que não há
produção (de noite), quer quando esta é insuficiente (devido a níveis reduzidos de irradiância, como
em dias nublados ou chuvosos, ou a consumos elevados). A instalação de baterias implica
normalmente a instalação de um equipamento de regulação, responsável pelo controlo da carga e
descarga da bateria.
2.1.4 Cabos Elétricos e Estruturas
Para além dos equipamentos referidos anteriormente são ainda necessários materiais secundários
como os cabos elétricos e as estruturas de suporte dos painéis.
Os cabos elétricos são os responsáveis pela interligação elétrica dos módulos fotovoltaicos e dos
restantes componentes. Sendo constituídos por materiais de elevada condutividade, os cabos
sofrem perdas por efeito de Joule. Deste modo, a sua secção e o tipo de material a utilizar são
determinados com base nas perdas entre o módulo e o inversor e os elementos de consumo,
procurando-se uma melhoria do binómio custo/perdas [23].
As estruturas de suporte dos módulos fotovoltaicos devem ser escolhidas com base em critérios de
segurança e normas já definidas para este tipo de instalações. Deve ser dada especial atenção à sua
resistência, uma vez que o módulo deverá manter-se estabilizado em situações meteorológicas
adversas como ventos fortes ou nevões. A estrutura deve ainda estar protegida contra a ação de
agentes ambientais. Existem 3 tipos de estruturas de suporte, dependendo estas do tipo de
instalação: estruturas para superfícies planas, estruturas para superfícies inclinadas e seguidores
solares. As estruturas para superfícies planas podem ser rotativas, possuindo ajuste do ângulo de
inclinação, fixas ou com barras de apoio para solo plano, com ângulo de inclinação ajustável [23].
Na Figura 14 é possível observar um esquema de um sistema fixo no chão [24].
Figura 14: Estrutura fixa para superfície plana [24].
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 29
Já as estruturas para superfícies inclinadas facilitam a integração de sistemas fotovoltaicos em
edifícios, possibilitando a sua instalação nos telhados dos mesmos. Por vezes, o ângulo de
inclinação do telhado pode não ser o adequado para que haja o máximo proveito do sistema
(aproximadamente o da latitude do local). Para além disso o telhado pode não estar orientado a sul,
o que afeta o rendimento do mesmo. Para este tipo de instalações podem assumir-se perdas por
desorientação sul até 30º, e uma variação de 20º relativamente ao valor adequado de inclinação
[23]. Na Figura 15 é possível observar um esquema de um sistema para uma superfície inclinada
[24].
Figura 15: Estrutura superfície inclinada [24].
Como forma de otimizar o seu rendimento energético é ainda possível instalar os módulos sobre
sistemas de seguimento solar, que se movimentam automaticamente de este para oeste seguindo o
percurso do sol ao longo do dia.
2.2 Configurações de Sistemas
Os sistemas fotovoltaicos podem ser divididos em duas categorias principais, os sistemas isolados e
os sistemas conectados à rede. Existem também diversos modelos de exploração que dependem da
legislação do país em questão, para além de diversas aplicabilidades alternativas como sistemas de
bombagem de água ou dessalinização [23]. A central da FCUL trata-se de um sistema ligado à rede
elétrica, e por isso, neste trabalho apenas é abordado este tipo de sistema.
2.2.1 Sistemas Ligados à Rede Elétrica
Neste tipo de sistemas o consumo é suprimido pelo sistema fotovoltaico, pela rede elétrica, ou por
ambos, consoante a aplicação do mesmo. Por um lado, o sistema pode ser explorado num regime
de venda exclusiva à rede, sendo toda a energia produzida injetada na rede elétrica. Em Portugal
esta aplicação corresponde aos sistemas de mini e micro-geração em que o consumidor é
compensado pela entidade energética na fatura final de consumo [13]. Existem ainda sistemas em
que a rede funciona como sistema complementar, sendo a energia produzida consumida
diretamente na instalação. Em Portugal este tipo de sistemas diz respeito ao regime de
autoconsumo, em que a ligação à rede garante a supressão das necessidades energéticas do
consumidor nas horas de vazio [13]. No entanto, os sistemas fotovoltaicos apenas produzem
energia durante o período em que o consumo é menor. Deste modo grande parte deste excedente é
injetado na rede, com um preço inferior ao preço de retalho, não beneficiando economicamente o
consumidor. Para evitar esta situação, muitos destes sistemas incluem na sua composição sistemas
de armazenamento que, para além de possibilitar o consumo de energia produzida em horas de
vazio, poupam e evitam sobrecargas da rede. Na Figura 16 é possível observar a configuração tipo
de um sistema ligado à rede, possuindo na sua composição o sistema opcional de armazenamento.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
30 Inês dos Santos Mendes
Figura 16: Configuração tipo de sistemas ligados à rede elétrica. A caixa a vermelho assinala o sistema de
armazenamento, de carácter opcional.Adaptado de [25].
2.3 Desempenho do Sistema PV
Ao longo do seu tempo de vida, os sistemas fotovoltaicos vão sofrendo uma degradação gradual
que afeta o seu desempenho. Para além desta degradação, também a ocorrência de falhas pode
influenciar o desempenho dos sistemas, sendo por isso necessário um controlo e monitorização,
que permita uma maximização da energia produzida.
Esta análise pode ser realizada através de diversos parâmetros e pode ser utilizada para comparar
diferentes tecnologias, esquemas de ligação e localizações geográficas. Os parâmetros mais
relevantes (o System Yield, o Reference Yield, e o Perfomance Ratio) são influenciados por
variações na radiação solar e na temperatura ambiente, sendo necessário identificar quais os mais
adequados à análise que se pretende realizar.
O System Yield, , representa o número de horas que um array (conjunto de módulos que trabalha
como uma única unidade de produção) funciona à sua potência máxima, e é dado por [26]:
(4)
onde é a energia de saída do sistema e é a potência instalada. Por outras palavras,
permite analisar a energia produzida por um sistema com base na sua dimensão, sendo por isso um
bom índice de comparação entre sistemas de proporções distintas.
Já o Reference Yield, , é um indicador do recurso solar disponível para produção fotovoltaica,
sendo por isso função do local, da orientação do array e da variabilidade meteorológica (mensal ou
anual), e é dado por [26]:
(5)
onde é a irradiância total incidente nos módulos do array, e é a irradiância de referência.
O Performance Ratio, , avalia o funcionamento de um sistema PV através da comparação entre a
sua produção efetiva e o que seria expectável nas condições em questão. Este desempenho depende
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 31
de fatores como a ineficiência do inversor, a degradação das ligações, e a temperatura do módulo, e
é dado por [26], [27]:
(6)
onde é a energia de saída do sistema, e é a energia expectável,
estimada com base nas características do sistema e tendo em conta as condições meteorológicas.
Por si só, este indicador não representa a totalidade da energia produzida, sendo necessário fazer a
distinção entre valores de elevados e níveis de produção elevada, uma vez que a produção
depende diretamente da disponibilidade do recurso solar, enquanto que o depende das condições
de funcionamento do sistema. O permite assim perceber se o sistema funciona de acordo com o
esperado, sendo normalmente determinado a uma escala mensal ou anual, de modo a avaliar a
degradação ao longo do seu tempo de vida. Para além disto, o pode também ser utilizado a
escalas mais reduzidas (diárias ou semanais) permitindo identificar a ocorrência de pequenas falhas
no sistema em análise [26]–[28]. Apesar de ser um bom indicador, existem modelos mais
adequados que permitem identificar o tipo de falha do sistema.
2.4 Falhas no Sistema PV
Apesar da sua elevada fiabilidade, os sistemas fotovoltaicos estão sujeitos à ocorrência de algumas
falhas que podem condicionar o seu desempenho e, consequentemente, a sua rentabilidade. É assim
necessário investir em tecnologias de monitorização de dados que permitem registar as variáveis de
interesse (quer intrínsecas como a corrente, tensão e produção do sistema quer extrínsecas como
variáveis meteorológicas).
As falhas num sistema fotovoltaico podem ocorrer em 3 fases distintas: no módulo PV, no inversor
ou na sua ligação à rede elétrica (ou carga, no caso de autoconsumo). No caso do módulo, uma das
falhas mais comuns é a existência de curto-circuito (CC) com a terra, em que a corrente é
transmitida para a terra do circuito. Esta falha ocorre devido a uma ligação indesejada entre um
condutor do sistema e o equipamento de terra do mesmo, resultando numa queda abrupta da
tensão[29]. Falhas nos díodos de bypass, provocadas por sobreaquecimento, podem ainda provocar
aumentos na e diminuições na que resultam numa queda de potência. No caso do inversor
podem ocorrer falhas por existência de más ligações, por defeito do equipamento ou por
envelhecimento do sistema. A frequência deste tipo de ocorrências tem diminuído com o avanço
tecnológico destes equipamentos. Problemas no equipamento de MPPT afetam também a potência
de saída do sistema. Instabilidades da rede elétrica podem provocar fenómenos de islanding em
que, mesmo estando desconectado da rede, o sistema continua a produzir, acumulando-se energia
que pode resultar em sobrecargas que, a longo prazo, reduzem o seu tempo de vida [30]. Na Tabela
1 é possível observar um quadro resumo do tipo de falhas mais comuns em sistemas fotovoltaicos.
Tabela 1: Tipos de falhas de sistemas fotovoltaicos
Elemento Falha
Módulo PV
CC com a terra
Danos na Célula
envelhecimento
Sombreamento
Falha no díodo de bypass
Inversor Avaria
Ligação à rede Islanding
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
32 Inês dos Santos Mendes
Existem diversos tipos de danos permanentes que afetam a produção de um módulo, sendo um dos
mais comuns os já referidos hot-spots. Estes ocorrem quando existe pelo menos uma célula
sombreada ou partida numa string (conjunto de módulos ligados em série) com elevados níveis de
corrente em circulação. Esta situação resulta numa dissipação da energia na célula defeituosa que, a
longo prazo, a desgasta, provocando danos irreversíveis. A delaminação do módulo resulta de um
aumento da fragilidade entre as ligações provocado por stress térmico do material, e pela variação
das condições meteorológicas, nomeadamente da humidade. O envelhecimento (aging) do material,
para além da degradação das ligações, provoca alterações nas propriedades das células, que se
tornam amarelas (Yellowing), diminuindo a sua eficiência [31]. Normalmente, o fabricante garante
um período de vida de 25 anos, não baixando a produção mais de 80%. Na Figura 17 estão
representados alguns dos danos mais comuns observados em módulos fotovoltaicos.
Figura 17: Danos mais comuns observados em módulos fotovoltaicos [32]–[35].
Podem ainda existir falhas relacionadas com a extração de dados do sistema de monitorização. O
mal funcionamento dos sistemas de controlo de dados, através de más ligações ou, caso exista, de
erros na ligação wireless, pode conduzir à deteção de falsos erros. Podem ainda existir
componentes avariados, como a célula de referência, o piranómetro ou mesmo elementos
eletrónicos do equipamento, que, mais uma vez, provocam falsos alarmes.
2.4.1 Deteção e Diagnóstico de Falhas
A evolução do mercado fotovoltaico, associado a um crescente investimento em tecnologias
ligadas à rede elétrica, tem conduzido ao aparecimento de novos estudos de deteção e prevenção de
falhas, visando uma otimização do desempenho dos sistemas, e um consequente aumento da
produção de energia.
Alguns dos estudos baseiam-se na comparação entre resultados previstos e obtidos em tempo real,
através da simulação do desempenho dos sistemas, com recurso a softwares especializados.
Silvestre et al. [36] propuseram um método de deteção de falhas baseado na definição de thresholds
relativos à diferença entre a produção medida e a produção estimada, permitindo assim analisar as
perdas totais do sistema. São sugeridos ainda indicadores que, através dos valores de corrente e
tensão do sistema PV, permitem identificar o tipo de falha. Chouder et al. [37] desenvolveram uma
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 33
plataforma em Lab-View que permite monitorizar, modelar e simular o desempenho de sistemas
ligados à rede. Comparando o desempenho do sistema efetivamente registado com os valores
simulados, torna-se possível, em casos de desvios significativos, detetar de forma automática e
antecipada possíveis falhas no sistema. Gokmen et al. [38] propõem um método de deteção de
falhas que permite identificar o número de módulos em circuito aberto ou em curto-circuito numa
string, através da temperatura do módulo, da irradiância e da potência de output.
Apesar da maioria dos métodos de deteção de falhas se focar na estimativa de produção, existem
abordagens alternativas. Tadj et al, [39] propõem um método que analisa a potência DC produzida
em relação à radiação incidente. Neste, contrariamente aos modelos apresentados anteriormente, é
realizada uma simulação de dados de radiação solar global horária. Posteriormente é calculada a
potência DC para dados de irradiância, medidos e simulados, sendo o tipo de falha identificado
através de rácios de corrente e tensão. Existem ainda métodos que se focam na deteção de
fenómenos de islanding em sistemas ligados à rede que, segundo Teoh et al, [40] podem ser
passivos, ativos, híbridos ou baseados em sistemas de comunicação.
Para além dos já referidos, existem também métodos que não se baseiam na comparação entre
dados reais e dados simulados, quer de produção, quer de radiação, mas sim na avaliação do estado
do sistema. Um destes métodos é a termografia que se baseia na avaliação da temperatura de
operação dos módulos fotovoltaicos. Neste, através de câmaras de infravermelhos, é possível
analisar e detetar hot-spots que podem danificar permanentemente o sistema, afetando o seu
desempenho. Apesar de eficaz este método é bastante mais dispendioso que os anteriormente
apresentados, sendo necessário recorrer a equipamento especializado [35], [41].
Mais recentemente, Silvestre et al. propuseram um método em que a deteção de falhas é baseada
exclusivamente em indicadores que comparam corrente e tensão medidas com valores de corrente e
tensão simulados, sendo o seu tipo identificado através de thresholds [1]. A análise realizada ao
desempenho dos sistemas da Faculdade de Ciências foi realizada tendo como base este último
artigo, que será abordado, detalhadamente, no Capítulo 5.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
34 Inês dos Santos Mendes
Capítulo 3 Descrição do caso de estudo: mini-geração na FCUL
3.1 Projeto "Campus Sustentável - Universidade Verde"
Em 2010, em conjunto com a Universidade de Lisboa, a Galp Energia desenvolveu o projeto
Campus Sustentável - Universidade Verde que procura aproveitar os recursos e meios já existentes
na mesma [42]. Este, que é o maior projeto de produção descentralizada de energia da cidade de
Lisboa e do meio académico nacional, para além de promover a implementação de fontes de
energia de origem renovável, incita o desenvolvimento de projetos de investigação científica
aplicada no campus universitário [43].
Todo o investimento foi realizado pela Galp Energia, sendo que a Universidade de Lisboa apenas
disponibilizou o espaço disponível. O modelo de exploração aplicado, a mini-geração, define que
toda a energia produzida é injetada na rede elétrica, revertendo apenas parte das receitas
provenientes da sua comercialização para a Universidade de Lisboa para a implementação de
medidas de eficiência energética identificadas nas auditorias realizadas aos edifícios da Faculdade
de Ciências, Faculdade de Psicologia, Instituto da Educação e Refeitório Um (Cantina Velha da
Universidade) [43]. Após 15 anos de exploração por parte da Galp Energia, as centrais passam a ser
responsabilidade da Universidade de Lisboa. É assim importante unir o mundo empresarial ao meio
académico, visando um maior desenvolvimento e inovação na área da sustentabilidade.
Numa primeira fase do projeto foram instaladas 5 centrais fotovoltaicas: na Faculdade de Ciências,
no Jardim de Pedra, na Faculdade de Psicologia, no Refeitório 1 e na Faculdade de Letras, num
total de 3849 painéis que se traduzem em 954 kWp [42]. Na Figura 18 é possível observar a
dispersão das centrais pela Universidade de Lisboa, sendo que a central da Faculdade de Letras
(ponto 5) ainda não se encontrava instalada na altura do registo fotográfico.
Figura 18: Centrais fotovoltaicas do projeto “Campus Sustentável - Universidade Verde”: Ciências (1), Jardim de Pedra
(2), Psicologia (3), Refeitório (4), Letras (5) ; (1:100) [44].
Neste trabalho apenas foi analisado o desempenho da instalação da Faculdade de Ciências, descrita
adiante.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 35
3.2 Instalação da Faculdade de Ciências
A Faculdade de Ciências é constituída por oito edifícios, sendo que apenas três deles possuem
sistemas fotovoltaicos: o C1, o C2 e o C4. Nestes três edifícios estão instalados 1124 painéis de
245 Wp, perfazendo um total de 275 kWp.
Figura 19: Disposição dos módulos fotovoltaicos nos telhados da Faculdade de Ciências da Universidade de Lisboa [45].
Os sistemas de cada edifício são constituídos pelos módulos fotovoltaicos, pelos inversores, e por
toda a componente elétrica envolvente (quadro DC e quadro AC), para além de um sistema de
monitorização de dados.
O modelo do módulo instalado, sendo idêntico para os 1124 painéis, é o Conergy PH 245P, cuja
ficha técnica se encontra em anexo (A.1.1). De igual modo, todos têm uma disposição idêntica,
com uma inclinação de 30º, orientados a Sul. Na Tabela 2 podem observar-se os principais
parâmetros do módulo em condições STC.
Tabela 2: Parâmetros do módulo PV instalado no sistema de mini-geração (anexo A.1.1).
Parâmetros Unidade de
Medida
Conergy PH
245P
Eficiência 14.9
29.92
8.20
37.98
8.62
43
Coeficiente de Temperatura ( )
Coeficiente de Temperatura ( )
Área 1,64
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
36 Inês dos Santos Mendes
De acordo com os esquemas de configuração em anexo (A.3), em alguns casos, o número de
painéis ligados ao inversor pode variar. Deste modo foram utilizados dois modelos de inversor
distintos, o IPG 15 T e o IPG 8T (anexo A.1.2) cada um ajustado à potência do conjunto de painéis
em questão. Na Tabela 3 encontram-se listados os principais parâmetros dos inversores.
Tabela 3: Parâmetros do inversor instalado no sistema de mini-geração (anexo A.1.2).
Parâmetros Unidade de
Medida IPG 8T IPG 15T
1000
300 300
8
Eficiência 98 98
A partir de contabilizações locais concluiu-se que número de painéis instalados não corresponde ao
previsto no manual do utilizador e, consequentemente, também as ligações apresentadas nos
esquemas unifilares não correspondem à realidade da situação. No entanto, devido à elevada
complexidade do sistema e à sua estrutura de montagem, não é possível confirmar fisicamente
quais as ligações correspondentes a cada inversor, e por isso todas as análises realizadas neste
trabalho foram baseadas nas ligações representadas nos esquemas unifilares apresentados no anexo
A.3, podendo algumas diferir da realidade.
O sistema de monitorização de dados instalado é o equipamento Conergy VisionBox (anexo A.1.3),
que controla especificamente o funcionamento dos inversores. Neste, parâmetros como a energia
exportada para a rede (ou seja, após conversão DC/AC), a tensão e a corrente de saída, são
registados com uma resolução temporal de 15 minutos, podendo estes dados ser extraídos via USB,
ou acedidos remotamente através de uma plataforma online para onde os dados são enviados [45].
3.2.1 Instalação C1
No C1 estão instalados, como previsto no esquema unifilar do anexo A.3.1, 390 painéis (95.55
kWp) repartidos por 6 inversores.
Tabela 4: Quadro resumo do sistema do C1.
Edifício Nº
Inversor
Referência
Inversor Número de Série
Ligações
Planeadas
Total Painéis
Contabilizado Área (
C1
1 IPG 15T 1 000 061 014 358 3x23
390 640
2 IPG 15T 1 000 061 014 253 3x23
3 IPG 15T 1 000 061 014 255 3x23
4 IPG 15T 1 000 061 014 243 3x23
5 IPG 15T 1 000 061 014 249 3x23
6 IPG 8T 1 000 061 014 761 3x15
De acordo com o mesmo esquema, aos primeiros 5 inversores, de 15 kW, encontram-se ligadas três
séries de 23 painéis, num total de 16.9 kWp. Ao último inversor (inversor número 6), de 8 kW,
estão apenas ligados 11 kWp relativos a três séries de 15 painéis.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 37
3.2.2 Instalação C2
A partir do esquema do anexo A.3.2 é possível verificar que inicialmente estava previsto instalar
348 painéis no edifício C2. No entanto, nas contabilizações realizadas no local, verificou-se que na
realidade foram instalados 352 painéis, num total de 86 kWp, distribuídos por 5 inversores de 15
kW.
Tabela 5: Quadro resumo do sistema do C2.
Edifício Nº
Inversor
Referência
Inversor Número de Série
Ligações
Planeadas
Total Painéis
Contabilizado Área (
C2
7 IPG 15T 1 000 061 014 241 3x23
352 578
8 IPG 15T 1 000 061 014 251 3x23
9 IPG 15T 1 000 061 014 267 3x23
10 IPG 15T 1 000 061 014 277 3x23
11 IPG 15T 1 000 061 014 244 3x24
Uma vez que o número de painéis instalados não corresponde ao representado nos esquemas
unifilares, também as ligações nele apresentadas serão diferentes da realidade. Devido à
complexidade do sistema não é possível contabilizar fisicamente o número de painéis ligados em
cada série, tendo sido consideradas as ligações registadas na Tabela 5 . Considerou-se assim que,
tal como no C1, nos primeiros 4 inversores estão ligadas, em cada um, três séries de 23 painéis
(16.9 kWp). Já no último inversor (inversor 11) estão conectadas três séries de 24 painéis,
perfazendo um total de 17.6 kWp.
3.2.3 Instalação C4
O esquema do anexo A.3.3 indica que inicialmente estava previsto instalar 416 painéis no telhado
do C4, num total de 101.9 kWp. No entanto apenas foram instalados 93.6 kWp, referentes a 382
módulos fotovoltaicos.
Tabela 6: Quadro resumo do sistema do C4.
Edifício Nº
Inversor
Referência
Inversor Número de Série
Ligações
Planeadas
Total Painéis
Contabilizado Área (
C4
12 IPG 15T 1 000 061 014 346 3x23
382 627
13 IPG 15T 1 000 061 014 357 3x23
14 IPG 15T 1 000 061 014 350 3x23
15 IPG 15T 1 000 061 014 344 3x23
16 IPG 15T 1 000 061 014 351 3x23
17 IPG 15T 1 000 061 014 258 3x23
Para a análise do sistema foram consideradas as ligações apresentadas no esquema unifilar, sendo
que a cada inversor (de 15kW) correspondem três séries de 23 painéis.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
38 Inês dos Santos Mendes
3.2.4 Plataforma ConergySolarControlPlus
A plataforma online Conergy SolarControlPlus permite analisar dados de produção de energia, por
edifício e por inversor, permitindo ainda registar dados de temperatura do inversor [46]. Mediante a
instalação de sensores, seria ainda possível analisar dados de irradiância e de temperatura do
módulo.
Na Figura 20 podem observar-se os dados de produção total diária da instalação do C2, em
Setembro de 2015. A partir do gráfico verifica-se que, em média, a produção diária rondou os 450
kWh, tendo-se atingido o pico de 500 kWh nos dias 3 e 19 do mês. No dia 15 de Setembro a
produção atingiu o valor mínimo registado de aproximadamente 120 kWh, justificados pelas fracas
condições meteorológicas desse dia.
Figura 20: Energia total produzida no C2 no mês de Setembro.
Na Figura 21 está representada a variação da produção diária no mês de Setembro para o mesmo
edifício. Nesta verifica-se que a produção diária possui, na maioria dos dias, a forma tradicional,
atingindo o seu pico a meio do dia.
Figura 21: Produção diária no edifício C2 ao longo do mês de Setembro.
Como foi referido, a plataforma permite ainda observar a produção por inversor. Na Figura 22 é
possível comparar a produção diária registada no inversor 1 000 061 014 241 do edifício C2, em
que estão ligadas três séries de 23 painéis, com a produção do inversor 1 000 061 014 244 que,
como podemos ver na Tabela 5, possui três séries de 24 painéis.
Figura 22: Produção diária nos inversores 1 000 061 014 241 e 1 000 061 014 244 ao longo do mês de Setembro.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 39
Através deste gráfico é possível observar que o inversor 1 000 061 014 244 produz mais energia do
que o inversor 1 000 061 014 241 uma vez que possui mais módulos na sua estrutura de ligação. Na
Figura 23 está representada a variação da temperatura de cada inversor.
Figura 23: Variação da temperatura dos módulos nos inversores 1 000 061 014 241 e 1 000 061 014 244 ao longo do mês
de Setembro.
Nela é possível verificar que, apesar de em alguns dias a temperatura registada no inversor 1 000
061 014 244 ser superior, ambos operam normalmente a temperaturas semelhantes.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
40 Inês dos Santos Mendes
Capítulo 4 Avaliação de Desempenho de sistemas PV
4.1 Metodologia
Como referido no Capítulo 2, o desempenho de sistemas fotovoltaicos pode ser avaliado através de
diferentes métodos. Na metodologia proposta, esta avaliação é realizada através da comparação
entre a energia efetivamente produzida e a produção expectável nos sistemas fotovoltaicos de cada
edifício, sendo obtida pelo indicador Performance Ratio ( ) [27]:
(7)
onde ( é a energia produzida pelo sistema, ( a irradiância local no
plano dos painéis, ( a área total de módulos fotovoltaicos (Tabela 4, Tabela 5 e Tabela 6),
a eficiência dos mesmos (%) e a eficiência do inversor (%) registada na Tabela 3.
De forma a obter uma estimativa mais correta, foi ainda tido em consideração o impacto da
temperatura na eficiência do módulo, usando [47]:
(8)
onde é a eficiência do módulo (%) em condições STC (Tabela 2), o NOCT é a temperatura
nominal de operação do módulo ( ) para 800 W e 20ºC (Tabela 2) e é a temperatura de
operação nas condições ambientais existentes. Esta expressão traduz-se num aumento ou redução
de 0.5% da eficiência de acordo com a variação, negativa ou positiva, respetivamente, do NOCT.
A temperatura de operação do módulo, , é estimada através de:
(9)
onde é a temperatura ambiente ( e é a irradiância local ( [48].
O permite assim verificar se o equipamento funciona dentro do expectável, podendo resultados
mais baixos indiciar a presença de falhas ou danos no sistema. Nos dias de hoje, instalações
fotovoltaicas em climas moderados apresentam em média um de 85% [27]. Análises ao historial
de produção permitem ainda avaliar a deterioração do sistema ao longo do seu tempo de vida.
A Faculdade de Ciências possui nas suas instalações uma estação meteorológica e de medição de
radiação solar, de onde é possível extrair os registos de irradiância e temperatura necessários para o
método utilizado. No entanto, uma vez que os custos de aquisição e manutenção de uma estação
são bastante consideráveis, e de modo a avaliar a vantagem da utilização da mesma, foi também
avaliado o impacto do uso de dados de temperatura e radiação solar da plataforma online PVGIS
(descrito em maior detalhe na secção seguinte) no cálculo do .
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 41
4.2 Recolha de dados experimentais
4.2.1 Dados de produção
Para a aplicação da metodologia apresentada foi necessário recolher dados de potência (kW) do
sistema de monitorização. Apenas foram disponibilizados dados de Janeiro a Maio de 2015 para o
caso do C1 e C4, e de Janeiro a Julho de 2015 para o C2. Uma vez que apenas existe registo de
dados de 7 dias do mês de Julho, este não foi considerado na avaliação do desempenho do sistema.
Para além disso, em todas as extrações realizadas apenas foi possível extrair dados de um dos
inversores do C1, o 1 000 061 014 358, o que conduziu a uma análise mais detalhada do sistema
fotovoltaico deste edifício.
Para além destes foram igualmente necessários parâmetros técnicos como a eficiência do inversor
em questão, registada na Tabela 2, a área coberta por módulos, que diverge de edifício para edifício
consoante o número de módulos instalados (Tabela 4, Tabela 5 e Tabela 6) e o valor de NOCT
registado na ficha técnica do módulo e apresentado na Tabela 2 .
4.2.2 Dados experimentais de irradiância e temperatura
Os dados de irradiância e temperatura necessários para a determinação do Performance Ratio
foram obtidos a partir de duas fontes externas, a estação meteorológica da FCUL e a plataforma
PVGIS, descritas adiante.
4.2.2.1 Estação do Campus Solar
Em operação desde 9 de Janeiro de 2015, a estação da Faculdade de Ciências (Figura 24) regista
em tempo real, e com resolução de 1 minuto, diversos parâmetros: a radiação direta no plano
normal, radiação difusa e global no plano horizontal, a velocidade e direção do vento, a pressão
atmosférica e humidade relativa [49].
Figura 24: Estação meteorológica situada no campus solar [49].
No entanto, a utilização de dados meteorológicos registados num local distinto das instalações PV
requer a consideração de diversos aspetos como a possível presença de sombras, que podem estar
apenas sobre os módulos, não se refletindo nos dados de radiação, ou vice-versa, estando apenas
sombreados os equipamentos da estação. Para além disto, a passagem de nuvens sobre os módulos
pode não ser detetada pela estação (devido à distância entre ambos), o que resulta numa
sobrestimação da radiação disponível. Também o caso contrário, em que apenas existem nuvens
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
42 Inês dos Santos Mendes
sobre a estação, pode influenciar os dados, conduzindo a uma subestimação da radiação disponível.
Na Figura 25 é possível observar a posição da estação relativamente aos sistemas de cada edifício.
Figura 25: Posição da estação meteorológica (círculo) relativamente aos sistemas fotovoltaicos de cada edifício (1:50).
Adicionalmente, é ainda fundamental considerar a inclinação dos módulos, sendo necessário
converter os dados da radiação global horizontal para a inclinação e orientação dos mesmos. É
também necessário ter em consideração o fato da estação de medição ser afetada por
sombreamentos causados pela envolvente do campus, desde edifícios a árvores, uma vez que estes
afetam a radiação registada, principalmente no período de Inverno ao fim do dia. Na Figura 26 é
possível observar os dados extraídos para um dia de inverno e para um dia de primavera, sendo
possível comprovar a existência de sombreamentos em períodos em que não é expectável registar
quedas de radiação.
Figura 26: Dados de para um dia de inverno e de primavera.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 43
A análise dos dados de cada mês permitiu identificar os períodos de sombreamento que dependem
da variação sazonal da posição do Sol. De modo a simplificar o processo de correção de sombras,
definiram-se períodos de sombra para cada mês, representados na Tabela 7 .
Tabela 7: Períodos de sombra ao longo do ano.
Mês Período de Sombra
Janeiro 06h00 – 09h00 / 15h15 – 21h00
Fevereiro 06h00 – 09h00 / 15h15 – 21h00
Março 06h00 – 08h45 / 15h45 – 21h00
Abril 06h00 – 08h45 / 16h45 – 21h00
Maio 06h00 – 08h30 / 17h15 – 21h00
Junho 06h00 – 08h15 / 17h15 – 21h00
4.2.2.1.1 Correção dos dados de radiação da estação meteorológica
Primeiramente procedeu-se à determinação da irradiância no plano inclinado para um ângulo de
30º. Esta radiação, identificada como , é determinada considerando que a proporção entre
radiação direta e difusa se mantém com a variação do ângulo de incidência1:
(10)
Onde ( ) é a radiação global para a componente normal, determinada a partir da
radiação global no plano horizontal, ).O componente diz respeito à inclinação
da superfície, sendo que para o é considerada orientação ( e inclinação ( igual a zero,
enquanto que para a radiação incidente nos painéis é considerado . O
componente é dado por:
(11)
Onde é a declinação solar (graus), a latitude do local (38º45’ graus), o ângulo horário solar
(graus), o ângulo do plano inclinado (graus), e a orientação do módulo PV (graus) [50].
A declinação solar diz respeito ao ângulo entre o plano do equador e a reta definida pelos centros
da Terra e do Sol. O seu valor varia ao longo do ano e resulta de:
(12)
1 Esta aproximação desconsidera a natureza anisotrópica da radiação difusa.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
44 Inês dos Santos Mendes
Onde corresponde aos dias julianos, definidos pelo número do dia do ano [50].
O ângulo horário solar depende da e é dado por:
(13)
O seu valor varia ao longo do dia, sendo de manhã, às 12h e da parte da tarde
[50].
Na Figura 27 é possível observar o efeito da correção da inclinação da superfície de incidência na
radiação global. A partir dela é possível ver que o efeito desta inclinação é mais notável no inverno,
quando o sol está mais baixo, aumentando significativamente os níveis de radiação. Já na
primavera este efeito não é tão notável, sendo que em alguns casos a radiação incidente no plano
inclinado é menor que a incidente no plano horizontal.
Figura 27: Comparação de e para um dia de inverno e para um dia de primavera.
Posteriormente procedeu-se à correção do sombreamento já mencionado, onde se assumiu que nos
períodos de sombreamento definidos o perfil de radiação seria o de um dia de céu limpo. Para tal é
necessário recorrer a modelos de céu limpo (clear-sky), que muitas vezes procuram modelar o
impacto da atmosfera, num dia limpo, sobre a radiação extraterrestre. Muitos destes modelos
requerem diversos parâmetros meteorológicos, o que dificulta por vezes a implementação deste
tipo de metodologias [51]. Neste trabalho recorreu-se ao modelo proposto por Ineichen que apenas
requer dados de radiação, sendo por isso frequentemente utilizado na área da energia solar
fotovoltaica [52]. Neste modelo o impacto da atmosfera é modelado não por variáveis
meteorológicas, mas sim por um parâmetro designado por turbidez de Linke. Assim, é
obtido através de:
(14)
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 45
onde é a radiação extraterrestre em , determinada por:
onde são os dias julianos e é a constante solar, com um valor de 1367 W/ [53].
A massa de ar, AM, é determinada a partir do azimute e resulta de:
Os parâmetros e dependem da altitude (em metros) e são calculados através de :
Já os coeficientes e relacionam a altitude da estação com a altitude das interações
atmosféricas, sendo obtidos por:
(18)
A turbidez de Linke, , é um fator indicativo da atenuação atmosférica relativamente à radiação
incidente, sendo que quanto maior o seu valor, maior o impacto da atmosfera na radiação. Apesar
de existirem diversas bases de dados que disponibilizam valores típicos para este parâmetro, o
método de Ineichen permite obter o mesmo a partir de dados reais para um dia de céu limpo, para
um valor de AM específico [54]:
(19)
Onde diz respeito ao valor de radiação global no plano inclinado para um dia limpo.
Para este trabalho utilizou-se como referência o dia 9 de Janeiro que, como se pode ver na Figura
26, apesar de possuir sombreamento no início e fim do dia, apresenta um perfil bastante suave. Na
Figura 28 é possível observar a variação do obtido para AM=2 que, como se pode verificar,
acontece por volta do 12h.
Figura 28: Variação de AM e , respetivamente, ao longo do dia.
(15)
(16)
(17)
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
46 Inês dos Santos Mendes
Na Figura 29 é possível comparar o modelo clear-sky com os dados de radiação já corrigidos para a
inclinação do módulo PV. A partir desta é possível observar semelhanças entre os níveis de
radiação de ambos os perfis, à exceção das instabilidades provocadas pelas variações
meteorológicas como a passagem de nuvens. Para além disso, por vezes a radiação medida supera a
radiação obtida no modelo clear-sky uma vez que, mesmo que não exista sombreamento direto
sobre a estação, as nuvens podem contribuir para o seu aumento através da radiação nelas refletida.
Figura 29: Validação do modelo de “Ineichen”.
Comparação de e para um dia de inverno e para um dia de primavera.
Por último definiu-se um modelo que atribui aos períodos de sombra (Tabela 7) valores de radiação
proporcionais à variação de radiação clear-sky. A radiação nos períodos de sombra da parte da
manhã foi determinada através da seguinte expressão:
(20)
Já nos períodos de sombra da parte da tarde, a radiação foi obtida por:
(21)
Na Figura 30 é possível observar o perfil obtido após a correção dos períodos de sombreamento.
Nesta verifica-se que a aplicação da metodologia apresentada resulta num perfil mais suave ao
início do dia e ao fim da tarde, evitando assim o efeito do sombreamento provocado pela
envolvente da estação meteorológica.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 47
Figura 30: Comparação da radiação antes e após )a correção dos períodos de sombreamento.
Na Figura 31 está representado o perfil da radiação global antes e depois da correção, quer da
inclinação, quer do sombreamento, sendo possível concluir que as alterações são mais notórias nos
meses de inverno, quando o sol é mais baixo.
Figura 31: Comparação da radiação global antes e após a correção da inclinação da superfície e dos períodos de
sombreamento.
4.2.3 PVGIS
A plataforma online Photovoltaic Geographical Information System, PVGIS, é constituída por uma
base de dados climáticos, composta por mapas raster que representam médias mensais e que se
baseiam em modelos de clear-sky [9]. Esta plataforma permite assim analisar a disposição do
recurso solar na superfície terrestre, facilitando a integração de sistemas de geração de energia.
Apesar de não ser necessário neste trabalho, este software permite ainda dimensionar e estimar o
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
48 Inês dos Santos Mendes
potencial energético, anual e mensal, de sistemas fotovoltaicos, considerando aspetos como o tipo
de material dos painéis, a sua inclinação e orientação. Na Figura 32 é apresentado o painel de
trabalho da ferramenta “Monthly Radiation”, utilizada na determinação da irradiância no plano
inclinado (Wh/m2/dia).
Figura 32: Painel de trabalho de ferramenta “Monthly Radiation” [55].
Através das coordenadas da instalação (38º 45'24.2"N e 9º 09'19.9"W) e da inclinação dos módulos
(30 º) foi possível obter a irradiância global média para os meses do ano em estudo, representada na
Tabela 8 .
Tabela 8: Irradiância global média por unidade de área (kWh) [55].
Mês ( dia) ( )
Janeiro 3,78 117
Fevereiro 5,00 140
Março 6,21 193
Abril 6,56 197
Maio 6,99 217
Junho 7,31 219
4.3 Comparação entre fontes de dados
Na Figura 33 é possível observar a variação mensal da radiação global obtida através dos dados das
duas fontes apresentadas. A partir da análise da mesma é possível verificar que existe uma
diferença significativa entre os dados de radiação extraídos do PVGIS e os da estação
meteorológica da FCUL, nomeadamente em Janeiro, Abril e Junho, de 28%, 22% e 16%
respetivamente. Esta discrepância deve-se essencialmente ao facto de o PVGIS fornecer valores
médios (baseados em dados históricos) que não representam as reais condições do ano de 2015
(mais solarengo que o habitual).
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 49
Figura 33: Radiação mensal extraída do PVGIS e da estação meteorológica da FCUL.
4.4 Avaliação do Desempenho do Sistema
4.4.1 Instalação C1
Na Figura 34 estão representados os valores de Performance Ratio mensais obtidos para o edifício
C1, quer para os dados da estação meteorológica, quer para os dados do PVGIS. Na tabela é
também apresentado o que diz respeito à diferença entre os indicadores de cada fonte
.
Figura 34: Performance Ratio para dados da estação meteorológica e para dados do PVGIS ( ), para o
edifício C1.
Numa primeira analise é possível observar um crescimento gradual do , dos meses de
inverno para os meses de verão, tendo-se obtido um mínimo de 79.3% em Janeiro, e um máximo de
84.5% em Maio. Esta variação deve-se a uma sobrestimação da radiação que resulta da correção
das sombras que atingem a estacão meteorológica, cujo efeito tem maior expressão no inverno
(%)
(%)
(%)
Jan 79.3 63.3 16.0
Fev 79.1 74.5 4.6
Mar 83.2 81.4 1.8
Apr 83.5 68.4 15.1
Mai 84.5 76.1 8.4
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
50 Inês dos Santos Mendes
quando o período de sombras é maior. Os resultados foram ainda influenciados pela correção da
inclinação (que considera que a radiação difusa e a radiação direta são igualmente afetadas), que
resulta numa subestimação da radiação, principalmente nos meses de inverno, quando existe mais
radiação difusa e quando a altura solar é mais baixa. Verifica-se ainda que os resultados obtidos
estão próximos do valor esperado para uma instalação recente (85%), indiciando assim um bom
funcionamento do sistema.
O gráfico permite ainda identificar diferenças significativas entre as duas fontes de dados, algo
expectável considerando a comparação efetuada na secção anterior. Como referido anteriormente,
os dados do PVGIS baseiam-se em valores médios anuais que não espelham corretamente as
condições meteorológicas reais do período em análise. Tal pode resultar numa estimação pouco
correta da produção expectável que influencia o , não dependendo assim a sua variação
diretamente do desempenho do sistema. Verifica-se assim que Janeiro e Abril apresentam maiores
discrepâncias entre os indicadores, enquanto que em Fevereiro e Março os resultados de ambas as
fontes se aproximam, comprovando que estes se trataram de meses típicos.
Deste modo é possível concluir que a utilização de dados do PVGIS não é apropriada na
determinação do Performance Ratio anual, uma vez que estes se baseiam em valores médios de
radiação que não espelham as reais condições meteorológicas do período em questão. Os dados
desta fonte podem no entanto ser úteis na avaliação do desempenho do sistema para escalas
temporais superiores, ou na determinação do do sistema no fim da sua vida útil. Importa ainda
referir que podem existir incertezas nas medições, quer de radiação, quer de produção, que podem
influenciar os resultados.
4.4.2 Instalação C2
Na Figura 35 é possível observar os resultados de Performance Ratio obtidos para o edifício C2.
Figura 35:Performance Ratio para dados da estação meteorológica ( e para dados do PVGIS , para o
edifício C2.
Os resultados voltam a mostrar uma tendência positiva do dos meses de inverno para os
meses de verão, tendo-se atingido o valor mínimo de 72.9% em Janeiro e o máximo de 83% em
Junho. Os resultados estão ainda em concordância com o valor médio esperado de 85% para uma
instalação recente em climas moderados. O gráfico está também de acordo com as conclusões
(%)
(%)
(%)
Jan 72.9 59.0 13.9
Fev 73.5 70.7 2.8
Mar 79.3 78.4 0.9
Apr 81.1 66.4 14.7
Mai 81.9 77.1 4.8
Jun 83.0 68.6 14.4
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 51
retiradas para o caso do edifício C1, verificando-se que o é superior ao todos os
meses. Mais uma vez regista-se uma maior variabilidade do último, justificada com a utilização de
um histórico que não representa as condições reais que conduziram aos níveis de produção
atingidos.
4.4.3 Instalação C4
Na Figura 36 é possível observar os resultados de Performance Ratio obtidos para o edifício C4,
que mais uma vez estão de acordo com as conclusões retiradas anteriormente.
Figura 36: Performance Ratio para dados da estação meteorológica e para dados do PVGIS ( ), para o
edifício C4.
Os resultados comprovam novamente a instabilidade do e a tendência crescente do
até aos meses de verão. Neste edifício, o minimo registado de 59.2% indicia a existência
de sombreamentos nesta altura do ano, enquanto que em Maio são atingidos 87.7%, que
correspondem ao máximo alcançado em toda a central da FCUL.Verifica-se ainda que os
resultados obtidos no Verão são idênticos em todos os edifícios, o que aponta novamente para a
ideia de que as sombras existentes sobre os módulos no inverno provocam uma sobrestimação da
produção expectável, que resulta numa diminuição do nestes meses.
Os resultados de todos os edificios permitem concluir que o uso de dados meteorológicos
provenientes de uma estação meteorológica local (mesmo que não esteja instalada exactamente no
local do sistema PV) é mais apropriado para a determinação do .
4.5 Interface - Performance Ratio – FCUL
Para uma implementação de processos de manutenção preventiva é necessária uma ferramenta que
organize os dados (quer de produção PV, quer meteorológicos) e que permita visualizar de forma
fácil e interativa os indicadores de desempenho dos vários sistemas PV. Deste modo, foi
desenvolvida uma interface gráfica, em Matlab, que integra a metodologia de cálculo do
Performance Ratio antes definida, e que permite, através de gráficos e tabelas, avaliar o
desempenho dos sistemas de cada edifício.
(%)
(%)
(%)
Jan 59.2 47.9 11.3
Fev 65.6 62.9 2.7
Mar 76.9 76.1 0.8
Apr 84.3 68.9 15.4
Mai 87.7 77.7 10.0
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
52 Inês dos Santos Mendes
A interface Performance Ratio – FCUL permite ao utilizador selecionar o edifício a analisar,
avaliando os dados, mensalmente, para todo o ano. Como se pode verificar na Figura 37 , a
interface está estruturada de modo a facilitar a manipulação por parte do utilizador.
Figura 37: Painel da interface de análise do Performance Ratio para o sistema do edifício C2.
No ponto 1 a interface permite ao utilizador selecionar o edifício a analisar, e no ponto 2 é
realizada a análise dos respetivos dados. Nos pontos 3 e 4 o programa determina o , com
dados da estação meteorológica, e o , com dados do PVGIS, respetivamente, registando os
resultados na tabela do ponto 5. Na tela A é exibida a variação da radiação de acordo com as duas
fontes de dados ao longo do ano. Na tela B é possível observar um gráfico de barras em que são
comparados os dois Performance Ratio calculados ao longo do ano.
4.6 Conclusões
Neste capítulo procedeu-se a uma análise do desempenho da central, a uma escala mensal, através
do coeficiente Performance Ratio. Para tal foram utilizados dados experimentais de radiação de
duas fontes distintas (a estação meteorológica da FCUL e o PVGIS), para além de dados de
produção da central. Numa primeira análise aos dados de radiação da estação verificou-se que estes
sofriam efeito do sombreamento por parte da sua envolvente, tendo-se procedido à sua correcção
ao princípio e ao fim do dia, onde este efeito é mais notável. Foi ainda tido em consideração o
ângulo de inclinação dos painéis.Os resultados estão de acordo com o esperado, tendo-se obtido
coeficientes de desempenho na ordem dos 80%. Apesar disto foram também obtidos resultados
mais baixos que se devem a incertezas/erros nos dados de radiação, e não a falhas na produção. Por
fim, para facilitar esta análise, foi desenvolvida uma ferramenta que permite analisar os índices de
desempenho dos sistemas de cada edifício.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 53
Capítulo 5 Deteção e Diagnóstico de Falhas
Apesar do ser um bom indicador do desempenho de um sistema fotovoltaico, permitindo
analisar variações sazonais e acompanhar a degradação do mesmo, este indicador apenas permite
identificar a existência de falhas e não o seu tipo que, como visto na secção 2.4, pode resultar de
diversos fatores. Assim, para uma identificação correta do tipo de falhas é mais apropriado recorrer
a indicadores específicos que permitem decidir com mais precisão, e mais atempadamente,qual a
ação a tomar. Deste modo, para além da análise do desempenho do sistema da FCUL, procedeu-se
a um estudo mais detalhado visando a deteção e identificação de possíveis falhas. Os métodos de
deteção de falhas mais comumente utilizados envolvem, como referido na secção 2.4.1, elevados
gastos monetários associados à necessidade de software e hardware especializado. Deste modo,
devido à sua simplicidade, neste trabalho aplicou-se o método desenvolvido por Silvestre et al. [1],
já referido no Capítulo 2.
5.1 Metodologia
O método aplicado consiste na análise de dados de tensão e corrente, sendo necessário recorrer a
software computacional (MATLAB). Para aplicar esta metodologia é necessário ter em consideração
diversos aspetos, como é o caso do inversor que necessita de um mínimo de tensão de input para
iniciar o seu funcionamento, sendo portanto necessário um mínimo de irradiância incidente nos
módulos para garantir o correto funcionamento do sistema. Deste modo, os autores decidiram
impor um limite mínimo de irradiância para o qual este método pode ser aplicado, e portanto o
mesmo só é considerado válido para valores acima dos 200 .
5.1.1 Indicadores para deteção de falhas
O método em estudo baseia-se na comparação de dois indicadores, de corrente e de tensão,
estimados para dados reais à saída do array (conjunto de módulos que trabalha como uma única
unidade de produção) e para dados obtidos através da simulação da operação do sistema PV.
5.1.1.1 Indicadores baseados em dados reais
O indicador de corrente ( ) para valores medidos é determinado através da seguinte expressão:
(22)
onde é a corrente à saída do array, e a corrente de curto-circuito do array, nas condições
ambientais em análise.
Por sua vez, o indicador de tensão ( ) para os valores medidos é obtido por:
(23)
onde é a tensão à saída do array, e a tensão de circuito aberto do array, nas condições
ambientais em análise.
Enquanto e são registados pelo próprio sistema PV, o e o são determinados através da
datasheet do módulo, da configuração do sistema e de dados ambientais. O valor de ,
proporcional ao número de ligações em paralelo no array, é assim obtido através de:
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
54 Inês dos Santos Mendes
(24)
onde é o número de ligações paralelas, e é a corrente de curto-circuito de um módulo
individual, para condições de temperatura e radiação locais, dada por:
(25)
em que e são, respectivamente, a corrente de curto-circuito do módulo e a temperatura nas
condições STC (Tabela 2), a irradiância incidente no módulo, a temperatura de operação da
célula, e
o coeficiente que representa a variação da corrente com a temperatura, e cujo valor
se encontra na Tabela 2.
Já o valor de depende das ligações em série e é dado por:
(26)
onde é o número de módulos em série, e é a tensão de circuito aberto de um módulo, nas
condições de funcionamento do sistema, dada por:
(27)
onde é a tensão de circuito aberto do módulo nas condições STC,
o coeficiente de
temperatura (Tabela 2) e a tensão provocada pelo gradiente térmico, que pode resultar na
expansão do material, dada por:
(28)
Onde é a constante de Boltzmann ( é a carga fundamental do electrão
( ), e a temperatura ambiente ( ).
5.1.1.2 Indicadores baseados em valores simulados
O indicador de corrente para os valores simulados é determinado através da seguinte expressão:
(29)
onde é a corrente simulada à saída DC do array, em condições de normal funcionamento.
Por sua vez, o indicador de tensão é obtido por:
(30)
onde é a tensão simulada à saída DC do array, em condições de normal funcionamento.
De modo semelhante ao cálculo do , é obtido através de:
(31)
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 55
em que corresponde ao número de ligações em paralelo, e é a corrente máxima do
módulo PV dada por:
(32)
onde é a corrente do módulo no MPP em condições STC (Tabela 2).
Já , tal como o , depende das ligações em série e é obtido através de:
(33)
onde é o número de módulos em série, e é a tensão máxima do módulo dada por:
(34)
Em que é o número de células em série num módulo (anexo A.1.1), e é a resistência série do
mesmo. As restantes variáveis foram definidas anteriormente.
5.1.2 Deteção de falhas
Em cenário de normal funcionamento do sistema, os valores de deverão ser bastante
semelhantes aos valores de e , respetivamente.
Com base nos indicadores para dados simulados, são então definidos limites, ou thresholds, para os
indicadores baseados em dados reais. Assim, quando um dos indicadores para os valores extraídos
( ou ) se encontra abaixo do threshold, torna-se possível identificar e até classificar uma
falha no sistema.
O presente método visa detetar os dois tipos de falhas de sistemas mais comuns (curto-circuitos ou
circuitos abertos nos módulos que compõem o sistema), sendo os thresholds definidos de modo a
identificar falhas em strings ou módulos em bypass.
5.1.2.1 Falha na String
Este tipo de falha diz respeito ao aparecimento de situações de circuito-aberto em strings, que se
devem ao desgaste dos equipamentos provocado pelo stress térmico que ocorre ao longo do tempo
de vida do equipamento. Nestes casos a string defeituosa é desconectada do sistema, conduzindo a
uma diminuição da corrente e, consequentemente, da potência.
O threshold para uma falha na string, é obtido através de:
(35)
Assim, quando o indicador se encontra abaixo de é identificada uma falha numa
string. Para evitar a deteção de falsos positivos, foi definida uma margem de 2% relativa ao ,
sendo que:
(36)
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
56 Inês dos Santos Mendes
5.1.2.2 Módulo em Bypass
Por outro lado, este tipo de falhas ocorre quando os díodos de bypass são ativados, quer por
motivos de avaria ou dano nas células, quer por motivos extrínsecos como fenómenos de
sombreamento. Quando tal acontece os módulos em falha são evitados pelo circuito, o que resulta
numa redução da tensão e consequentemente, da potência. O threshold para a falha na tensão,
, é obtido através de:
(37)
Deste modo, quando o indicador se encontra abaixo de é identificado um módulo em
bypass. Tal como na secção anterior, foi definida uma margem de 2% relativa ao sendo que:
(38)
5.2 Recolha de dados experimentais
Como já foi referido, o equipamento de monitorização não regista dados de radiação e de
temperatura ambiente, ambos necessários na determinação dos indicadores do método de deteção
de falhas apresentado. Deste modo, foram utilizados os dados da estação meteorológica da FCUL,
com as correções já mencionadas no capítulo anterior. De referir que neste método de deteção de
falhas é especialmente importante considerar o efeito da passagem de nuvens sobre os módulos que
não é detetada na estação (devido à distância entre os locais), e que pode resultar numa
sobrestimação da produção expectável.
A plataforma Conergy SolarControlPlus, apesar de permitir analisar a variação da produção ao
longo do tempo, apenas permite extrair um ficheiro csv com dados de potência (W). No entanto, a
metodologia aplicada neste trabalho para a deteção de falhas requere ainda o acesso a dados de
tensão e de corrente. Deste modo foi necessário recorrer à recolha local de dados, via USB, tendo
sido realizadas diversas visitas às diferentes instalações.
Tal como no caso dos dados de energia, apenas foram disponibilizados dados de Janeiro de 2015 a
Maio de 2015 para o caso do C1 e C4, e de Janeiro de 2015 a Julho de 2015 para o C2. Mais uma
vez, em todas as extrações realizadas apenas foi possível extrair dados de um dos inversores do C1,
o 1 000 061 014 358, o que conduziu a uma análise mais detalhada do sistema fotovoltaico deste
edifício.
Adicionalmente, alguns dos parâmetros necessários, como a temperatura de operação da célula
solar (já abordado no capítulo anterior) e a , foram estimados analiticamente. Este último, que
deriva da resistência dos contactos metálicos das células, não se encontra tabelado na ficha técnica
do módulo sendo obtido por:
(39)
baseado na derivada da curva IV do módulo PV (anexo A.1.1) perto do ponto .
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 57
Figura 38: Curva IV do modelo Conergy PH em condições AM1.5 (anexo A.1.1).
Foi assim estimado um valor de 0.9 Ohm para a .
5.3 Validação da Metodologia
Após a recolha dos dados necessários procedeu-se à validação do método apresentado, tendo sido
realizadas diversas simulações de falhas, seguida de uma análise dos resultados.
5.3.1 Simulação de Falhas
Para a validação do método apresentado foram simulados diversos tipos de falhas: na string, no
módulo e sombreamento. Todas as simulações foram realizadas no período de manutenção anual da
central, na presença de um técnico especializado. Uma vez que no edifício C1 apenas era possível
extrair dados de um inversor e que, há data da manutenção, a vision box do C4 se encontrava em
substituição, optou-se por analisar o sistema do edifício C2.
As simulações para a falha em string e para o bypass foram realizadas no dia 7 de Julho, cujo perfil
de radiação se encontra representado na Figura 39. Nesta figura pode observar-se uma pequena
queda de radiação por volta do 12h, provavelmente derivada da passagem de uma nuvem sobre a
estação.
Figura 39: Perfil de radiação do dia 7 de Julho de 2015.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
58 Inês dos Santos Mendes
5.3.1.1 Falha no Módulo
A avaliação de falhas no módulo, e consequentemente na tensão, implica a simulação de um bypass
numa das séries do sistema uma vez que a ocorrência deste tipo de falhas provoca a ativação do
díodo de bypass do módulo, diminuindo assim a tensão do circuito. De referir que este efeito é
pouco notável para casos em que exista apenas um módulo em falha, tendo-se simulado um bypass
para um conjunto de módulos.
Com base na sua localização, escolheu-se uma string do inversor 1 000 061 014 251 (anexo A.3.2),
onde foram colocados em bypass alguns módulos. O bypass esteve ligado durante
aproximadamente 2 horas, das 14h30 às 16h30.
Figura 40:Simulação de módulo em bypass. O retângulo amarelo representa a string afetada pela simulação
Adaptado do esquema do anexo A.3.2.
Na Figura 41 comprova-se que, no período de simulação, o indicador de tensão atingiu
valores inferiores ao threshold definido ( 0.65). Este método identifica assim a ocorrência de uma
falha na tensão, relativa à existência de um bypass. Observa-se ainda uma queda abrupta por volta
das 12h45 que se deve à desconexão do quadro elétrico realizada pelo técnico da manutenção, para
a realização das suas próprias medições.
Figura 41: Indicadores de tensão para caso de simulação de módulo em bypass.
Na Figura 42 é possível observar que, na hora a que a simulação foi realizada, o indicador
não se encontra abaixo do threshold ( 0.65), não sendo identificada qualquer tipo de falha na
corrente. Mais uma vez, por volta do 12h45, existe uma queda repentina do indicador que se deve à
ação do técnico de manutenção.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 59
Figura 42: Indicadores de corrente para caso de simulação de módulo em bypass.
5.3.1.2 Falha na String
A análise de falhas em string implica a desconexão de pelo menos um módulo de uma das séries do
sistema. Assim, devido à estrutura das ligações, optou-se por se desconectar uma das séries
referentes ao inversor 1 000 061 014 241. A ligação esteve interrompida durante aproximadamente
3 horas, entre as 11h30 e as 14h30. Na Figura 43 podem observar-se, nos círculos amarelos, os
cabos da série desligados no quadro DC.
Figura 43: Desconexão de cabos para simulação de falha em string.
No gráfico da Figura 44 é possível analisar a evolução dos indicadores de funcionamento do
sistema, sendo possível verificar que, no intervalo em que foram desconectados os cabos, o
indicador se encontra abaixo do treshold definido (0.65). O limite de 0.95 determinado para o
diz respeito ao comportamento esperado para o sistema em condições normais.
Figura 44: Indicadores de corrente para caso de simulação de falha em string.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
60 Inês dos Santos Mendes
Por outro lado, no gráfico da Figura 45 verifica-se que, como esperado, o indicador se
encontra acima do threshold uma vez que não foi provocada qualquer falha que afetasse a tensão de
output do sistema.
Figura 45: Indicadores de tensão para caso de simulação de falha em string.
5.3.1.3 Sombreamento
Para a análise do efeito do sombreamento foram colocadas, como se pode observar na Figura 46,
duas lonas sobre 3 módulos cujas séries se encontram ligadas aos inversores 1 000 061 014 251 (2
módulos) e 1 000 061 014 241 (1 módulo), de acordo com os esquemas unifilares do anexo A.3.2.
Apenas se analisaram os indicadores respeitantes ao inversor 1 000 061 014 251, uma vez que
neste inversor o efeito do sombreamento foi mais notável.
Figura 46: Simulação de Sombreamento. Módulos cobertos com lona no edifício C2.
A simulação de sombreamento foi realizada entre as 11h45 e o 12h45 do dia 6 de Julho, cujo perfil
de radiação está representado na Figura 47. Nele é possível verificar que a partir do 12h existem
pequenas flutuações nos níveis de radiação, justificadas com a existência de nuvens. No entanto
apenas existem dados de corrente e tensão até às 13h desse dia, sendo apenas necessário considerar
a radiação das 08h às 13h, período este em que não existem quedas relevantes da mesma.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 61
Figura 47: Perfil de radiação do dia 6 de Julho de 2015, obtido através de dados
extraídos da estação meteorológica do campus Solar [49].
Na Figura 48 é possível observar, por volta do 12h, uma queda no indicador de corrente que não
ultrapassa o threshold estabelecido. Como referido, a radiação possui grande influência sobre a
corrente e por isso, em caso de sombreamento, este indicador é o mais afetado. No entanto, a queda
registada não foi mais notável uma vez que apenas foram sombreados 2 painéis que se encontram
em série num conjunto de 3x23. Por se encontrarem em série, toda a string a que dizem respeito foi
afetada, enquanto as restantes strings, por estarem em paralelo com a defeituosa, não sofreram
qualquer alteração, comprovando que a existência de paralelos reduz o impacto de possíveis
sombreamentos. A queda acentuada registada às 11h30 deve-se ao trabalho de manutenção do
técnico especializado.
Figura 48: Indicadores de corrente para caso de simulação de sombreamento.
Através da Figura 49 observa-se que o indicador de tensão possui um decréscimo menos relevante
quando comparado com o indicador de corrente. Tal acontece uma vez que a tensão é fracamente
influenciada pela radiação, sendo que o sombreamento não produz um efeito tão acentuado no
. Nesta figura verifica-se ainda que entre as 9h00 e as 9h45 o se encontrou abaixo do
, provavelmente devido à sobrestimação da produção expectável, provocada pela
passagem de nuvens sobre os módulos e não sobre a estação, ou pela metodologia de correcção de
sombras.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
62 Inês dos Santos Mendes
Figura 49: Indicadores de tensão para caso de simulação de sombreamento.
Os efeitos registados não foram suficientemente relevantes para identificar falha no sistema uma
vez que apenas foram cobertos 2 módulos que, apesar de afetarem a string a que pertencem, não
afetam as restantes strings (2x23) que se encontram em paralelo. No entanto, os resultados parecem
apontar para que, em casos de maior sombreamento, este indicador possa ser válido. Assim, seria
mais apropriado definir um threshold mais restritivo que alerte para a presença repetitiva de
sombras (à mesma hora em dias distintos), procurando-se deste modo minimizar o seu impacto na
produção.
5.3.2 Análise Anual
Posteriormente à validação dos indicadores, procedeu-se à implementação da metodologia nos
sistemas de cada edifício, tendo sido realizadas diversas análises anuais por inversor e por edifício,
visando a deteção de padrões de sombreamento e possíveis falhas. Nesta análise os indicadores são
comparados através de rácios entre o indicador para os dados medidos e os thresholds definidos
( e ), sendo estes avaliados numa escala de 0 a 1, em que 1 representa o
valor mínimo para o qual não é detectada falha. Como foi referido no Capítulo 3, as ligações de
cada inversor não estão corretamente identificadas uma vez que, em alguns casos, os esquemas de
planeamento existentes não correspondem à realidade da instalação. Consequentemente, alguns dos
resultados poderão ter sido influenciados, sendo necessário analisar os gráficos apresentados
adiante.
5.3.2.1 Inversor
Procedeu-se assim a uma análise anual do funcionamento dos inversores de cada edifício, de modo
a avaliar a sazonalidade do mesmo. Para além disso pretende-se verificar se a agregação da
informação afeta a identificação de possíveis falhas. Apesar de todos os inversores terem sido
analisados, apenas são apresentados os resultados obtidos em alguns dos equipamentos da central
da FCUL. Primeiramente, e uma vez que a vision box do sistema do edifício C1 apenas permitiu
extrair dados de um dos inversores, são apresentados os resultados obtidos na análise do
funcionamento do mesmo. De seguida, são ainda analisados os resultados obtidos para os
inversores do edifício C2 em que foram simuladas falhas, sendo posteriormente analisados os
inversores do edifício C4, que apresentaram mais baixos.
5.3.2.1.1 C1
No caso do edifício C1 apenas existia, à data da extração de dados, informação relativa a um dos
inversores instalados, o 1 000 061 014 358. Deste modo, para avaliar a situação, procedeu-se à
análise anual/diária dos mesmos, estando representados na Figura 50 os gráficos anuais para a
variação dos rácios para os dados de corrente.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 63
Uma primeira análise aos gráficos da Figura 50 permite concluir que a aplicação do filtro de 200
impede o aparecimento de falsos alarmes que correspondem aos períodos de sombreamento
da estação, da parte da manhã e da parte da tarde, e à passagem de nuvens sobre a mesma, que
resultam numa sobrestimação da produção expectável.
A partir dos gráficos é ainda possível verificar que existem alguns períodos em que o rácio de
corrente apresenta valores mais reduzidos. No entanto, falhas no sistema resultam em períodos
alargados em que os rácios se encontram próximos de zero. Os resultados do gráfico do lado direito
(já após a aplicação do filtro) apontam assim para a existência de sombreamentos sobre os módulos
nas manhãs dos meses de inverno. Existem ainda períodos mais reduzidos em que os rácios alertam
para a possível presença de falha. No entanto, a sua esporacidade indica que o sistema não possui
falhas na corrente, resultando estes valores da possível passagem de nuvens sobre os módulos e não
sobre a estação (devido à distância entre ambos), que afeta a energia expectável. Para além disso, a
metodologia de correção de sombras pode também afetar estes resultados através da sobrestimação
da energia expectável (relativamente às reais condições no momento).
Figura 50: Análise, sem filtro (esquerda) e com filtro (direita), da variação anual da corrente no inversor 1 000 061 014
358 (mal identificado pela vision box).
De modo a confirmar este padrão de sombreamento recorreu-se ao SketchUp para construir o
modelo de simulação representado na Figura 51 . O sombreamento na zona do inversor em questão
(instalado no lado esquerdo do telhado, como representado no anexo A.3.1) não justifica o
aparecimento de falhas no início do dia, uma vez que este apenas existe a partir das 14h. É assim
possível concluir que os dados extraídos não são referentes ao inversor 1 000 061 014 358, estando
por isso mal identificados. Esta conclusão é também apoiada pelo facto da vision box estar
danificada uma vez que apenas possibilitava a extração de dados de um dos inversores, não
havendo certezas da fiabilidade da mesma.
Figura 51:Simulação de sombreamento de muro de cimento ao longo de um dia de Inverno.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
64 Inês dos Santos Mendes
5.3.2.1.2 C2 - Falha na String
Como se verificou na secção 5.1.2.1, a falha na string simulada para o inversor 1 000 061 014 241
do C2 apenas afetou a corrente de output. Assim, apenas é apresentado, na Figura 52, o gráfico
referente à variação do rácio dos indicadores de corrente para este inversor. Os retângulos a
vermelho assinalam o período de simulação de falha no inversor.
Mais uma vez, uma primeira análise aos gráficos da permite concluir que a aplicação do filtro de
200 evita o aparecimento de falsos alarmes. Nestes gráficos são também detetados alguns
períodos em que o indicador de corrente se encontra abaixo do esperado, podendo estes ser
resultado de passagens de nuvens ou da sobrestimação da produção expectável (provocada pela
correção das sombras nos dados de radiação).
Figura 52:Análise, sem filtro (esquerda) e com filtro (direita), da variação da corrente para o inversor 1 000 061 014 241.
Apesar de ser pouco notável nos gráficos da Figura 52, o gráfico da Figura 53 apresenta um tom
azul mais claro durante o período de simulação, indicando que o sistema não se encontrava em
normal funcionamento como resultado da falha simulada. Verifica-se assim que esta análise anual,
apesar de comprimir os dados, permite identificar falhas esporádicas.
Figura 53: Período de simulação de falha na string.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 65
5.3.2.1.3 C2 – Módulo em Bypass
Já o bypass simulado para o inversor 1 000 061 014 251 do C2 apenas afetou a tensão de output,
sendo apenas apresentado, na Figura 54, o gráfico referente à variação do rácio deste parâmetro
neste inversor. Mais uma vez, os retângulos a vermelho assinalam o período de simulação de
bypass numa das strings do inversor em questão.
A análise aos gráficos da Figura 54 corrobora as conclusões da secção anterior, comprovando mais
uma vez que a aplicação do filtro de 200 evita a identificação de falsos alarmes. Deste
modo, daqui adiante apenas serão apresentados gráficos com filtro.
Comparando de forma geral os gráficos dos indicadores de corrente (Figura 52) com os gráficos
dos indicadores de tensão (Figura 54), verifica-se que nos últimos o decréscimo registado nos
rácios é menor que nos rácios da corrente, uma vez que a tensão não depende tanto da radiação,
influenciada pela passagem de nuvens nos módulos ou, como referido, pela sobrestimação da
radiação incidente que resulta da correção de sombras.
Figura 54:Análise, sem filtro (esquerda) e com filtro (direita), da variação da tensão para o inversor 1 000 061 014 251.
Na Figura 55 está representado o período de simulação de falha, com maior grau de resolução. Por
se tratar de uma falha pouco relevante (6 módulos em bypass num total de 3x23), a uma escala
anual, esta quase passa despercebida.
Figura 55: Período de simulação de falha no módulo.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
66 Inês dos Santos Mendes
5.3.2.1.4 C4
Os resultados obtidos na avaliação do Performance Ratio apontam para a presença de
sombreamentos que afetam a produção de energia, nomeadamente no C4. Procedeu-se assim à
análise do rácio dos indicadores de corrente deste edifício (os mais afetados pela variação da
radiação), de modo a identificar possíveis padrões de sombreamento.
Na Figura 56 podem observar-se os resultados obtidos para o rácio dos indicadores de corrente para
os inversores 351 e 258, respetivamente. Os mesmos apresentam indícios fortes da existência de
sombreamentos nos painéis que constituem estes dois inversores, justificando assim a queda na
produção, e a consequente diminuição do expectável.
Figura 56: Análise da variação anual da corrente no inversor 1 000 061 014 351 e 1 000 061 014 258, respetivamente.
5.3.2.2 Edifício
Posteriormente, procedeu-se a uma análise do funcionamento de todos os inversores de cada
edifício, para o período de dados disponíveis (secção 5.2). Com esta análise pretende-se obter uma
visão mais geral do sistema de cada edifício, procurando perceber se os resultados corroboram as
análises realizadas por inversor.
5.3.2.2.1 C1
Como já foi referido, para o C1 apenas foi possível extrair dados de um dos inversores. Na Figura
57 está representada a variação anual do rácio para o indicador da corrente para este edifício. Nela
é possível observar, do lado esquerdo, o gráfico obtido sem a aplicação do filtro de 200 W/m2
definido pelos autores da metodologia e, do lado direito, o gráfico já com o filtro em questão.
Uma primeira comparação entre os gráficos permite concluir novamente que a não utilização do
filtro pode conduzir ao aparecimento de falsos resultados que afetam a deteção e diagnóstico de
falhas.
A observação dos gráficos confirma a existência de alguns períodos em que o rácio de corrente
apresenta valores mais reduzidos, justificados com a sobrestimação da produção expectável. No
entanto, a Figura 57 não permite identificar o período de sombras registado na Figura 50, o que
mostra que uma análise por inversor é mais apropriada.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 67
Figura 57: Análise, sem filtro (esquerda) e com filtro (direita), da variação anual do rácio dos indicadores da corrente no
sistema do edifício C1.
Na Figura 58 é possível observar a variação anual do rácio do indicador da tensão no sistema do
C1. A partir da sua análise é possível comprovar que, como no caso do indicador da corrente, a não
utilização do filtro resulta no aparecimento de alarmes para falhas inexistentes. Deste modo, as
restantes análises apenas serão realizadas para gráficos com filtro.
É ainda possível verificar que não se registam valores baixos para o rácio da tensão o que,
associado à esporacidade das falhas registadas para o indicador da corrente, aponta para o correto
funcionamento do sistema.
Figura 58: Análise, sem filtro (esquerda) e com filtro (direita), da variação anual do rácio dos indicadores da tensão no
sistema do edifício C1.
5.3.2.2.2 C2
No C2 estão instalados 352 painéis fotovoltaicos, contrariamente ao número inicialmente planeado
de 348. Devido à complexidade das ligações não é possível confirmar localmente o número de
módulos de cada string, tendo sido consideradas as ligações definidas no esquema unifilar previsto
para a instalação (anexo A.3.2). Na Figura 59 é possível observar os gráficos obtidos para a
variação do rácio do indicador da corrente (lado esquerdo), e do rácio do indicador da tensão (lado
direito), para o C2.
Na figura do lado esquerdo é possível observar a ocorrência de falhas na corrente esporádicas que,
como referido para o caso do C1, podem resultar da passagem de nuvens nos módulos, ou da
sobrestimação da produção expectável causada pela correção das sombras. Para além disto, apesar
de na figura do lado direito não se registarem valores reduzidos para o rácio do indicador da tensão,
os resultados suscitam algumas questões relativamente à configuração utilizada, uma vez que,
apesar do inversor 244 possuir mais um módulo por série (3x24), não é expectável uma variação
tão acentuada entre inversores tratando-se de um sistema tão recente. Para conseguir clarificar a
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
68 Inês dos Santos Mendes
situação seria necessário uma exploração in loco das ligações, o que implicaria apoio técnico
especializado.
Figura 59: Análise dos rácios de corrente (lado esquerdo) e de tensão (lado direito), com filtro, para o sistema do edifício
C2.
Os resultados de ambos os rácios indicam novamente que uma análise por inversor é mais
apropriada para a deteção de falhas e padrões de sombreamento, uma vez que nenhum dos gráficos
da Figura 59 regista as falhas simuladas no C2.
5.3.2.2.3 C4
No C4 estão instalados 382 painéis fotovoltaicos (contrariamente ao número inicialmente previsto
de 414) tendo no entanto sido consideradas as ligações definidas no esquema unifilar da instalação.
Na Figura 60 podem observar-se os gráficos referentes à análise anual da variação do rácio do
indicador da corrente e da tensão para o C4, do lado esquerdo e direito, respetivamente.
No gráfico do lado esquerdo verifica-se que, quer o inversor 351, quer o 258, apresentam sinais de
falha no início do ano, o que está de acordo com os resultados obtidos na Figura 56. Já no gráfico
do lado direito os valores obtidos para o rácio do indicador de tensão no inversor 1 000 061 014
258 apresentam valores inferiores comparativamente aos restantes, o que indica que as ligações
consideradas para este inversor diferem do definido no esquema unifilar (anexo A.3.3). Apesar
disto, os resultados da tensão associados aos resultados da corrente apontam para um correto
funcionamento do sistema.
Figura 60: Análise dos rácios de corrente (lado esquerdo) e de tensão (lado direito), com filtro, para o sistema do edifício
C4.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 69
5.4 Interface
Para facilitar a obtenção e interpretação dos resultados da aplicação do método de deteção de falhas
anteriormente descrito, foram criadas interfaces de fácil manipulação onde se procede a uma
análise, anual e diária, do funcionamento dos sistemas fotovoltaicos da instalação da FCUL.
5.4.1 Daily Automatic Fault Detection in Grid Connected Photovoltaic
Systems – FCUL
Na interface “Daily Automatic Fault Detection in Grid Connected Photovoltaic Systems – FCUL”
é realizada uma análise diária dos dados de produção de cada inversor. Possuindo uma disposição
simplificada, a interface permite ao utilizador selecionar o edifício e o inversor que se pretende
analisar. Para além disso permite especificar o dia a estudar, podendo o utilizador analisar o
comportamento do sistema nas diferentes estações do ano. Na Figura 61 é possível observar o
painel principal da interface e a sua disposição. Os pontos 1, 2 e 3 dizem respeito à seleção do
edifício, à seleção do inversor, correspondente a um dos inversores existentes no edifício escolhido,
e à seleção do dia e mês a analisar, respetivamente. No ponto 4 o utilizador executa a análise de
dados, onde são filtrados os dados de tensão, corrente, irradiância e temperatura ambiente para o
inversor e dia selecionados. Por sua vez, o ponto 5 permite exibir o gráfico de irradiância na tela A.
Além disso, executa o cálculo da temperatura das células do módulo e exibe o seu resultado na tela
B. No ponto 6 o programa determina os indicadores , e a taxa , expondo o
resultado na tela C.Já no ponto 7, o programa calcula os indicadores , e a taxa ,
e exibe o resultado também na tela C. A tabela do ponto 8 regista os valores médios para os
indicadores de corrente. Caso seja detetada uma falha, a célula do muda a sua cor para
vermelho. Importa referir que o programa está desenhado para detetar falhas caso o esteja, no
mínimo, 2 horas abaixo do . Por outro lado, caso o sistema se encontre em normal
funcionamento, a mesma célula muda a sua cor para verde. A tabela do ponto 9 regista os valores
médios dos indicadores de tensão. Mais uma vez, caso seja detetada uma falha, a célula do
muda a sua cor para vermelho. Caso o sistema se encontre em normal funcionamento, a mesma
célula muda a sua cor para verde.
Figura 61: Painel da interface de análise diária para o inversor 241 do edifício C2 no dia 7 de Julho.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
70 Inês dos Santos Mendes
Para além do descrito em cima o programa envia também algumas mensagens de texto ao
utilizador, dependendo estas das condições do dia em questão.
Como foi referido na secção 5.1, a aplicação do método só é válida para valores de irradiância
acima dos 200 W/ . Foi assim necessário garantir o cumprimento desta condição sendo que,
quando o programa realiza a análise de dados no ponto 4, e caso existam mais de 10 pontos com
radiação inferior ao limite mínimo definido, o mesmo emite uma mensagem de texto, que se pode
observar na Figura 62, informando que no dia em análise os níveis de irradiância são insuficientes
para aplicação dos indicadores.
Figura 62: Mensagem de erro em caso de maioria de dados abaixo dos 200 W/m2.
Calculados os indicadores, o programa emite ainda uma mensagem com o diagnóstico obtido,
podendo este ser um dos 4 apresentados na Figura 63. Caso o diagnóstico seja o exibido na
mensagem A, o sistema funciona normalmente, sem qualquer tipo de falha. Por outro lado, caso se
obtenha a mensagem B ou a C, o sistema possui falhas na tensão ou na corrente, respetivamente.
Como foi referido, falhas na corrente devem-se a falhas na string, enquanto falhas na tensão
ocorrem devido à existência de possíveis módulos em bypass. Existe ainda a mensagem D em que
ambos os indicadores, e , estão abaixo dos respetivos limites (thresholds). Neste caso, as
falhas devem-se maioritariamente a sombreamentos ou a possíveis falhas na rede.
Figura 63: Diagnóstico de falha.
5.4.2 Annual Analysis – Automatic Fault Detection in Grid Connected
Photovoltaic Systems - FCUL
A interface de análise anual permite analisar os dados de produção, por edifício e por inversor,
através do rácio e . Como referido no Capítulo 4, a estação
meteorológica é sombreada, principalmente, ao início e ao fim do dia. Deste modo, foram criadas
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 71
duas interfaces, com e sem o filtro de 200 , permitindo avaliar a influência do sombreamento
na produção anual. Uma vez que ambas possuem disposições semelhantes, apenas é apresentado,
na Figura 64 , o painel da interface em que existe filtro de dados de irradiância.
Com uma disposição simples, a interface permite ao utilizador selecionar o edifício e o respetivo
inversor a analisar. No quadro 1, o utilizador seleciona o edifício a estudar, analisa e filtra os dados,
sendo automaticamente determinado o rácio e . Na tela surge um
gráfico tridimensional, visto de cima, onde o eixo do xx diz respeito à série temporal, o eixo dos yy
aos inversores existentes no edifício de eleição e o eixo zz, representado por uma barra de cor, diz
respeito aos valores do rácio. Já no quadro 2, o utilizador elege o inversor, analisando os dados
anuais. Posteriormente, a interface determina os rácios, desta vez analisando a sua variação ao
longo do dia. Mais uma vez, na tela surge um gráfico tridimensional, onde o eixo do xx diz respeito
à série temporal, o eixo dos yy às horas do dia, e o eixo zz aos valores do rácio.
Figura 64: Painel de interface de análise anual - com filtro – para o inversor 258 do edifício C4.
5.5 Conclusões
Neste capítulo procedeu-se à implementação de uma metodologia de deteção de falhas, visando
uma análise mais detalhada do desempenho dos sistemas de cada edifício. Para tal foram utilizados
novamente os dados experimentais de radiação da estação meteorológica da FCUL, para além dos
dados de corrente e tensão dos sistemas de cada edifício. Primeiramente, a metodologia foi
validada através de simulações de falhas. De seguida foi analisado o histórico de cada sistema, por
inversor e por edifício, tendo sido detetados alguns padrões de sombreamento que afectam a
produção dos mesmos. Mais uma vez, os resultados espelham o bom funcionamento da central,
tendo-se obtido valores mais baixos que são novamente atribuídos a incertezas nos dados de
radiação, e não a falhas de produção. Por último foram desenvolvidas duas novas ferramentas que
permitem aplicar a metodologia apresentada através de uma análise diária e de uma análise anual
dos sitemas de cada edifício.
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
72 Inês dos Santos Mendes
Capítulo 6 Conclusões Finais
Neste trabalho procurou avaliar-se o desempenho da central de mini-geração fotovoltaica da
FCUL.
Após um estudo detalhado da mesma, procedeu-se à recolha de dados de produção e de dados
meteorológicos (provenientes de diversas fontes) necessários para esta avaliação. Posteriormente
determinou-se o Performance Ratio do sistema de cada edifício, e em seguida procedeu-se a uma
comparação entre os resultados obtidos para as diversas fontes. Uma vez que este indicador apenas
permite avaliar o funcionamento do sistema, foi ainda aplicada uma metodologia (desenvolvida por
Silvestre et al) que permite identificar o tipo de falhas que afetam o mesmo [1]. Este método foi
validado através da simulação de diversas falhas, sendo posteriormente avaliado o histórico dos
dados da central.
Os resultados obtidos permitiram retirar algumas conclusões sobre o funcionamento da central em
questão.
Em primeiro lugar, a análise dos esquemas da instalação permitiu concluir que muitos dos
documentos possuem informações incorretas (nomeadamente no que diz respeito ao número de
painéis instalados), estando a constituição das ligações de alguns dos inversores mal identificadas
nos mesmos. No entanto, devido à complexidade do sistema não foi possível confirmar localmente
a constituição das ligações de cada inversor (quer o número de painéis em série, quer o número de
painéis em paralelo), tendo o trabalho sido realizado com base nas ligações registadas nos
documentos (o que pode ter influenciado os resultados finais).
Para analisar o funcionamento da central, foi necessário extrair dados de radiação e temperatura da
estação meteorológica da FCUL, que sofre sombreamentos por parte da sua envolvente, ao início
da manhã e ao fim da parte. Procedeu-se assim à correção dos dados de radiação, de modo a
viabilizar a sua utilização na determinação dos índices de desempenho da central de mini-geração.
A metodologia de correção aplicada baseou-se na premissa de que os períodos de sombra se
tratavam na realidade de períodos de céu limpo, tendo por isso sido aplicado um modelo clear-sky.
Foi também considerada a inclinação dos painéis fotovoltaicos relativamente à inclinação dos
dados da estação.
Uma primeira análise aos resultados de Performance Ratio de cada edifício permitiu concluir que
estes índices variam sazonalmente, aumentando gradualmente do inverno para o verão. De acordo
com os resultados, o edifício C1 apresenta um médio de 81.9%, não representando este valor a
totalidade do sistema, uma vez que apenas foi possível analisar dados de um dos cinco inversores
instalados no edifício em questão. O sistema do edifício C2 apresenta um valor médio de 78.6%,
espelhando seu o correto funcionamento. Já o edifício C4 apresentou valores mais reduzidos de ,
na ordem dos 74.7%, possivelmente como resultado de sombreamentos. Todos os resultados foram
influenciados pelas considerações tomadas aquando da correção dos dados de radiação, sendo que a
aplicação do modelo clear-sky resulta numa sobrestimação da radiação (nos períodos de sombra),
enquanto a correção da inclinação resulta numa subestimação desta radiação nos meses de inverno,
quando existe muita radiação difusa e altura solar baixa.
De modo a avaliar a utilidade da estação, e justificar assim a sua necessidade, foram também
analisados os dados da plataforma online PVGIS. Comparando os resultados para as duas fontes, é
possível verificar que o apresenta maior instabilidade que o , nomeadamente em
Janeiro e Abril. Conclui-se assim que a utilização dos dados do PVGIS não é apropriada para a
determinação dos índices, uma vez que estes se tratam de históricos que não refletem as condições
registadas em 2015 (que se tratou de um ano anormalmente soalheiro). Todas as análises realizadas
permitem concluir que a central da FCUL se encontra em correto funcionamento, uma vez que
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 73
apresenta índices de desempenho semelhantes ao que seria de esperar de uma instalação recente
( 85%).
Posteriormente, e de modo a analisar mais detalhadamente os sistemas de cada edifício, procedeu-
se à implementação da metodologia de deteção de falhas apresentada.
Apesar de existir uma plataforma online que permite analisar dados de produção de energia, por
edifício e por inversor, esta não permite registar valores de corrente e tensão, necessários na
aplicação da metodologia em questão. Para além disso, esta não permite extrair dados com um
intervalo de tempo superior a três meses, tendo sido necessário recorrer a extrações locais, o que, a
longo prazo, não é prático. Para viabilizar esta metodologia, foram simulados diversos tipos de
falhas no sistema do C2 (realizadas com o apoio de profissionais especializados), nomeadamente
na string e nos módulos, tendo ainda sido avaliado o efeito do sombreamento. Os resultados
obtidos viabilizaram o método aplicado, tendo sido corretamente identificadas todas as falhas
simuladas. Apesar disto, a metodologia aplicada não alertou para a presença do sombreamento,
uma vez que este apenas foi simulado durante 1 hora, não possuindo por isso grande impacto no
conjunto do sistema.
Validada a metodologia, procedeu-se ao estudo do histórico dos dados da central. Primeiramente
realizou-se uma análise por inversor, visando a identificação de falhas e padrões de sombreamento.
Apesar de uma primeira fase permitir concluir que a aplicação do filtro de 200 W/ (definido
pelos autores da metodologia) precave a identificação de falsos alarmes, os gráficos com filtro
identificam diversos períodos em que os rácios sinalizam a ocorrência de falhas. No entanto, a sua
esporacidade alinhada à sua curta duração indica que estes se trataram de períodos em que a
produção expectável se encontrava sobrestimada, como resultado da passagem de nuvens sobre os
módulos e não sobre a estacão (justificada pela distância entre ambos). Esta sobrestimação pode
ainda ter sido provocada pela metodologia de correção de sombras aplicada que parte do princípio
de que todos os períodos de sombra definidos correspondem a períodos de céu limpo.
De referir que o filtro de 200 W/ não foi aplicado na determinação do coeficiente de
desempenho, uma vez que este apenas é relevante em análises instantâneas (de modo a evitar
incertezas nos resultados).
Na análise do sistema do edifício C1 foram identificados sombreamentos que permitem concluir
que o inversor analisado (o único em que foram disponibilizados dados) se encontrava
indevidamente referenciado na vision box. Relativamente ao sistema do edifício C2, apesar de ter
sido possível identificar as falhas simuladas, a falha da tensão quase passou despercebida devido ao
curto período de simulação e à fraca relevância da mesma no conjunto de dados. Os resultados do
edifício C4 corroboram os índices de desempenho obtidos anteriormente, tendo sido identificados
padrões de sombreamento (em dois dos inversores) nos meses de inverno.
Seguidamente foi realizada uma análise por edifício, visando uma maior perceção do
funcionamento de todos os inversores do sistema em questão ao longo do ano. Apesar de permitir
uma avaliação mais geral, este tipo de análise não permite avaliar a sazonalidade diária do sistema,
não sendo possível identificar padrões de sombreamento, como é o caso do edifício C1 ou do
edifício C4. No entanto, a comparação entre os inversores permitiu identificar alguns erros nas
ligações e , uma vez que foram identificadas diferenças entre os inversores, nomeadamente
do edifício C4, que não são expectáveis numa instalação tão recente. Estas diferenças devem-se ao
facto das configurações consideradas (definidas nos documentos oficiais) não corresponderem à
realidade da instalação, uma vez que o número total de módulos registado não corresponde também
ao total instalado. Assim, para melhorar os resultados e para facilitar futuros projetos, é crucial
Avaliação do desempenho do sistema de mini-geração fotovoltaico na Faculdade de Ciências
74 Inês dos Santos Mendes
elaborar um estudo detalhado (in loco) da configuração das ligações, para que seja possível
perceber o que realmente está instalado em cada edifício.
Relativamente à extração de dados, de modo a simplificar projetos futuros seria vantajoso
desenvolver uma plataforma que disponibilizasse os parâmetros mais relevantes, desde dados de
produção a dados meteorológicos. Esta plataforma poderia ainda divulgar, no website da UL ou
mesmo da FCUL, o desempenho instantâneo e o histórico da central, potenciando assim a
divulgação de um projeto que tem atraído o interesse de especialistas, curiosos, atores políticos, e
professores e alunos do ensino secundário e superior.
A instalação de sensores de radiação e temperatura junto dos módulos poderá também melhorar a
qualidade dos resultados (que deixam de depender de dados externos), evitando o aparecimento de
falsos alarmes que podem resultar da sobrestimação da produção expectável (motivada pela
distancia entre os locais de medição).
De salientar ainda que, aquando da extração de dados, foram encontrados inúmeros ninhos de
vespas, quer nas calhas, quer dentro dos inversores, que, a longo prazo, podem danificar os
equipamentos que constituem o sistema.
Avaliação do Desempenho do Sistema de Mini-geração Fotovoltaico na Faculdade de Ciências
Inês dos Santos Mendes 75
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Anexos
A.1 Fichas Técnicas
A.1.1 Módulo Fotovoltaico
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A.1.2 Inversor
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A.1.3 Vision box
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A.2 Certificado de Exploração
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A.3 Esquemas Unifilares
A.3.1 C1
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A.3.2 C2
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A.3.3 C4