Simulation et projections des dépenses de santé

Quando no dispositivo FV está incidindo radiação solar, pode-se medir uma tensão entre seus terminais positivo e negativo por meio de um voltímetro. No caso dos terminais estarem desconectados (em circuito aberto), o que corresponde a uma resistência de carga infinita, portanto, não há corrente, se observa a máxima tensão de circuito aberto (VOC) – a VOC pode variar de acordo com a temperatura de operação

do dispositivo FV. Caso contrário, se os terminas estiverem conectados (estão em curto-circuito), portanto, com tensão entre os terminais igual à zero, por meio de um amperímetro, pode-se medir a máxima corrente de curto-circuito (ISC). Vale lembrar

que a ISC depende da área da célula, da irradiância solar e a sua distribuição espectral,

das propriedades ópticas e da probabilidade de coleta dos pares elétron-buraco formados. Apesar disso, estes dados isolados são pouco informativos sobre a potência real do dispositivo [1, 30].

As características elétricas dos dispositivos FVs (das células, bem como dos módulos) podem ser avaliadas por meio de ensaio técnico que resulta no traçado da curva da corrente em função da tensão, conhecida como curva I-V. O ensaio consiste em submeter o dispositivo FV a uma resistência variável, sob condições-padrão (nível de irradiância e temperatura constantes), realizando assim uma varredura entre uma tensão negativa de poucos volts (em relação aos seus terminais) até ultrapassar a tensão de circuito aberto do módulo (quando sua corrente fica negativa) e, assim, medindo a corrente produzida. Durante esta varredura são registrados pares de dados de tensão e corrente, permitindo o traçado de uma curva característica apresentada na Figura 5 (curva azul) [1, 30].

As condições-padrão de ensaio (Standard Test Conditions, STC), exceto nos casos de concentração solar, são as seguintes: irradiância de 1.000 W.m-2 _{sob uma}

distribuição do espectro solar AM 1,5 e temperatura da célula de 25º C. Geralmente, utiliza-se um simulador solar e um sistema de medição automático para realizar as medições [1].

Figura 5 - Curva (I-V) da corrente em função da tensão e curva (P-V) da potência em função da tensão.

Nota: Curvas de uma célula de silício cristalino de 156mm² sob condições-padrão de ensaio. Fonte: [1].

Com os dados da curva I-V, pode se determinar a curva da potência em função da tensão, denominada curva P-V, a curva em vermelho da Figura 5. O ponto com o valor máximo de potência (PMP) corresponde ao produto da tensão de máxima

potência (VMP) e corrente de máxima potência (IMP), ou, também, pode ser obtido

calculando-se o ponto onde a derivada em relação à tensão é nula (dP/dV=0). No caso, a unidade da potência da célula, bem como do módulo FV, é fornecida em Watt- pico (Wp), que está associado às condições de ensaio-padrão [1].

Assim, os valores PMP, VMP, IMP, VOC e ISC são os cinco parâmetros que

especificam os dispositivos FVs sob dadas condições de radiação, temperatura de operação de célula e massa de ar [1].

Por último, o parâmetro da eficiência se refere à percentagem da radiação solar incidente que é convertida em energia elétrica ou, em outras palavras, é o resultado da relação entre a potência elétrica máxima gerada e a potência da energia solar incidente. No caso, para o cálculo da eficiência dos dispositivos FVs, a única diferença no cálculo da eficiência do módulo, com relação ao da célula, é o fato da área do módulo incluir a moldura metálica e qualquer parte construtiva do módulo [1, 30].

Vale lembrar que a eficiência é o fator que influencia diretamente na área ocupada de um projeto, de forma que quanto maior for a eficiência dos painéis, menor tenderá a ser a área ocupada por um projeto. O contrário também é valido, ao se utilizar módulos com menor eficiência, maior será a área ocupada. Outro ponto importante a ser destacado é que quanto maior for a área ocupada por um projeto,

maior tenderá a ser o custo de instalação. Desta forma, módulos mais eficientes podem reduzir o custo de instalação; no entanto, existe a tendência desses serem mais caros quanto maior for a eficiência do equipamento.

Não são somente fatores intrínsecos das células que influenciam no desempenho dos dispositivos FVs; existem também fatores externos, esses são a irradiância incidente (e sua distribuição espectral) e a temperatura ambiente [4]. Neste sentido, por grande parte da energia luminosa incidente nas células transformar-se em calor, é preciso combinar o material da célula com a temperatura de operação ou continuamente resfriá-la [30].

A Figura 6 mostra como a irradiância solar incidente afeta a curva I-V de um módulo FV mantido a uma temperatura de 25ºC. A corrente elétrica gerada aumenta linearmente com o aumento da irradiância solar incidente, enquanto que a tensão de circuito aberto (VOC) aumenta de forma logarítmica, se mantida a mesma temperatura

de operação [1].

Figura 6 - Efeito da irradiância sobre a curva I-V.

Fonte: [1].

Embora os dispositivos FVs tenham suas características elétricas dependentes essencialmente da irradiância e temperatura, a influência da irradiância solar é muito mais significativa do que a temperatura, principalmente, devido ao fato de poder variar significativamente em curtos intervalos de tempo (da ordem de segundos), especialmente em dias nublados, enquanto que a variação da temperatura é amortecida em grande parte pela capacidade térmica dos módulos [1].

A temperatura de operação dos dispositivos FVs variam de acordo com o aumento da irradiância incidente, bem como da temperatura ambiente, que por sua

vez, tende a reduzir a eficiência do conjunto (células e módulos). Isto se deve ao fato de que a tensão da célula diminui significativamente com o aumento da temperatura, enquanto que sua corrente apresenta uma elevação muito pequena, quase desprezível. Desta forma, quanto maior a temperatura de operação, menor a tensão e, portanto, menor a potência gerada. E o contrário também é válido, quanto menor a temperatura, maior será a potência. A Figura 7 mostra como a temperatura pode influenciar na curva I-V, para isso, manteve-se a irradiância constante em 1.000 W. m-2 _[1].

Figura 7 - Efeito da temperatura sobre a Curva I-V.

Fonte: [1].

A temperatura de operação de dispositivos FVs, caso esteja acima das condições padrão de ensaio, influência sobre as características dos mesmos, principalmente na sua tensão. Em uma célula de silício cristalino, por exemplo, um aumento de 100º C na temperatura produz uma variação da ordem de -0,2 V (-30%) em VOC e de +0,2% em ISC. Já determinados módulos FVs de filme fino apresentam

uma menor influência da temperatura na potência de pico, embora também sofram redução no seu desempenho [1].

Essa alteração no desempenho é conhecida como coeficiente de temperatura. O coeficiente (β) de variação da tensão de circuito aberto (VOC) é negativo e, para os

módulos de silício cristalino, encontra-se por volta de -2,3 mV/ºC ou -0,32%/ºC. Por outro lado, o coeficiente (α) de variação da corrente de curto-circuito (ISC) é positivo e,

um valor típico para o silício cristalino, é de +0,004 mA/cm².ºC ou +0,01%/ºC. Por fim, o coeficiente (γ) de variação da potência máxima (ou pico) é negativo e os valores típicos são de -0,5%/ºC para módulos de silício cristalino e -0,3%/ºC para módulos de

silício amorfo. Assim, quanto menor for o coeficiente γ, menor é a perda de potência em função da temperatura. Em geral, os valores desses coeficientes variam em função da tecnologia e fabricante [1].

Pelo fato das condições-padrão de ensaio não representarem, na maioria dos casos, condições operacionais reais, as normas definem uma temperatura nominal para a operação das células nos módulos. O intuito é aproximar as características elétricas dos dispositivos com as características efetivas verificadas em campo. Cada módulo tem uma temperatura nominal para suas células, que é obtida quando o módulo é exposto em circuito aberto a uma irradiância incidente de 800W.m-2 _{em um}

ambiente com temperatura do ar a 20 ºC e sob ação de vento a uma velocidade de 1 m.s-1_{. Após submetido a essas condições, a temperatura resultante (nominal),}

geralmente entre 40 e 50 ºC, é disposta no catálogo do módulo, normalmente identificada pela sigla NOCT (Nominal Operating Cell Temperature). A NOCT, por sua vez, está vinculada às propriedades térmicas e ópticas dos materiais empregados na construção do módulo. Supondo módulos de mesmos coeficientes de temperatura (α, β e γ), aquele que tiver a menor NOCT terá o melhor desempenho em campo, pois terá menos perdas relacionadas à temperatura [1].

Apesar da eficiência do módulo ser um dos principais fatores que influenciam no custo do módulo, não pode ser utilizada como indicador de qualidade. Assim, a escolha da tecnologia deve se basear em diversos fatores, como, por exemplo, a durabilidade (diretamente vinculada ao efeito de degradação do módulo) e reputação do fabricante. A princípio, a eficiência não deve ser o norteador da escolha do módulo, a menos que a área disponível para instalação do sistema seja um fator limitante. A Tabela 3 apresenta as potências médias por unidade de área dos módulos [1, 31].

Tabela 3 - Áreas ocupadas por diferentes tecnologias.

Tecnolgia Eficiência (%) Potência/área (Wp/m2)

Silício monocristalino - m-Si 15 150 Silício polocristalino - p-Si 13,5 135 Silício amorfo - a-Si 8,5 85 Disseleneto de Cobre-Índio (e Gálio) -

CI(G)S 10,0 100

Telureto de Cádmio - CdTe 11,0 110

Fonte: adaptado [1].

Financeiramente, a degradação de um módulo ou sistema FV é um aspecto igualmente importante, uma vez que uma taxa de degradação elevada se traduz diretamente em menos energia produzida e, consequentemente, na redução do fluxo

de caixa futuro. Portanto, as indústrias devem evitar determinações imprecisas nas taxas de degradação, o que acarreta, ao empreendedor, no aumento do risco financeiro. Assim, quanto mais precisa for a determinação desse valor pelas indústrias, menor será o risco financeiro dos projetos [31].

Normalmente, considera-se como uma perda significativa uma queda de 20% na eficiência inicial dos módulos, contudo, não existe um consenso sobre o fim da vida útil de um sistema, uma vez que um módulo de alta eficiência degradado em 50% ainda pode ter uma maior eficiência do que um módulo não degradado a partir de uma tecnologia menos eficiente [31]. Assim, apesar de usualmente se tratar o final da garantia dos módulos quando esses alcançam 80% da eficiência inicial, o que, atualmente, ocorre ao completar 25 anos de funcionamento, isso não implica, necessariamente, na troca dos equipamentos após completado esse período (ficando a critério do decisor a troca ou não dos módulos).

Em geral, em resposta ao aumento da durabilidade dos módulos durante as últimas três décadas [31], a garantia de rendimento mínimo desses equipamentos passou de 20 para 25 anos [1]. E, no caso dos painéis de silício cristalino, pode-se encontrar nos dias de hoje garantias de até 30 anos fornecidas por alguns fabricantes. Embora os painéis solares normalmente se degradem mais rapidamente nos seus primeiros anos de vida [32], a potência nominal (correspondente à potência máxima nas condições de ensaio padrão) se degrada tipicamente a uma taxa entre 0,5% e 1% ao ano [31]. Na maioria dos casos, os painéis solares de filme fino se degradam mais rapidamente que os painéis de silício cristalino [31, 32]. Ainda, é interessante notar que para algumas tecnologias FVs (telureto de cádmio, silício monocristalino e policristalino), segundo estudo [31], as taxas de degradação observadas em testes em campo, são, frequentemente, inferiores às taxas de degradação afirmadas pelos fabricantes. Só nos últimos cinco anos existem estudos que encontraram ou superaram a garantia típica dos módulos [31]. Isto se traduz, basicamente, em uma maior rentabilidade do que se era esperado ao sistema.

Por fim, vale lembrar uma condição importante com relação às tecnologias FVs, principalmente para as baseadas em silício cristalino. Normalmente, os dispositivos colocados em série são idênticos e encontram-se sob as mesmas condições de irradiância e temperatura, então as correntes elétricas individuais são iguais, não havendo problema algum no que concerne o funcionamento do sistema. Em uma situação adversa, se houver a associação de dispositivos em série com diferentes

correntes de curto-circuito, a corrente elétrica da associação será limitada pela menor corrente. Além disso, a associação de módulos de correntes diferentes não é recomendada na prática, pois pode causar superaquecimento [1].

Essa situação pode ser verificada, no caso dos módulos de silício cristalino, quando uma ou mais células FVs, que estão associadas em série, recebe menos radiação solar do que as outras da mesma associação, assim, sua corrente vai limitar a corrente de todo o conjunto (que esteja ligado em série). Esta redução na radiação incidente pode ocorrer por um sombreamento parcial do módulo, pela deposição de sujeira sobre o vidro, ou algo que tenha caído sobre o módulo, dentre outras possibilidades. O efeito de redução de corrente no conjunto de células do módulo acaba sendo propagado para todos os módulos conectados em série [1].

Além da perda de potência na geração de energia FV, há o risco de danos ao módulo parcialmente sombreado, uma vez que a potência elétrica gerada que não está sendo destinada ao consumo é dissipada na forma de calor no módulo afetado, às vezes sobre apenas uma de suas células. Neste caso pode ocorrer o fenômeno conhecido como “ponto quente”, que produz intenso calor sobre a célula afetada, podendo ocasionar a ruptura do vidro e a fusão de polímeros e metais [1].

A Figura 8 mostra o efeito do sombreamento sobre a curva da corrente pela tensão. Neste exemplo apenas uma das células de um módulo, que está conectado a outros três em série, foi sombreada. Ao cobrir a metade de uma das células, a corrente daquele módulo é reduzida pela metade. Como consequência, a corrente de todos os módulos no conjunto em série também é reduzida [1].

Deve-se aqui ressaltar que os módulos de filmes finos normalmente têm melhor desempenho na presença de sombreamento do que os baseados em silício cristalino, sofrendo menores reduções em seu rendimento [1].

Para evitar a ocorrência de “pontos quentes”, os módulos são normalmente protegidos com diodos de desvio (também conhecidos como diodos de derivação ou de passagem) que oferecem um caminho alternativo para a corrente e, assim, limitam a dissipação de potência no conjunto de células sombreadas. Isso reduz simultaneamente a perda de energia e o risco de dano irreversível nas células afetadas, o que inutilizaria o módulo. A Figura 8 também mostra o efeito do diodo de desvio minimizando o efeito do sombreamento sobre o sistema [1].

Figura 8 - Efeito do sombreamento sobre a Curva I-V.

Fonte: [1].

Apesar da existência desse fenômeno, o impacto desse nos módulos é reduzido, uma vez que, atualmente, a maioria dos modelos incluem um ou mais diodos de desvio [1].