Performance ratio em usinas fotovoltaicas: da definição à inovação

Após um longo período de negociação, instalação dos equipamentos e homologação pela concessionária de energia, chega o esperado momento da entrada em operação da usina fotovoltaica. Inicia-se então um processo contínuo de acompanhamento dos muitos parâmetros de funcionamento e variáveis que determinam a geração de energia. São várias as grandezas envolvidas: potências aparente, ativa e reativa; irradiância; temperatura ambiente e dos módulos fotovoltaicos; tensões e correntes CC nas strings e CA nas fases; taxa de distorção harmônica, etc.

Esses dados geralmente são obtidos através dos portais de monitoramento disponibilizados pelos fabricantes dos inversores e/ou pelo SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition - Sistema de controle e aquisição de dados) instalado na usina. Essas plataformas têm como função apresentar as informações relevantes à geração de forma compilada e objetiva, reduzindo a carga de trabalho dos operadores do empreendimento.  

Quando se trata de usinas fotovoltaicas, um dos KPIs mais difundidos é o Rendimento Específico (RE). Esse indicador expressa a quantidade de energia (em kWh) que foi gerada por unidade de potência em módulos instalados (kWp). Via de regra, é considerada a energia medida após os inversores on-grid da usina.

Este indicador é de bastante utilidade, pois além de simples entendimento, permite a comparação entre o desempenho de diferentes usinas (em localização, tecnologia utilizada, etc). No entanto, possui limitações relevantes por não considerar vários fatores que influenciam diretamente a produção fotovoltaica.

Para contabilizar as perdas inerentes ao funcionamento da usina e ter um entendimento mais fiel sobre seu comportamento, faz-se uso da Performance Ratio (PR). De forma simplificada, a PR pode ser definida como a relação entre o desempenho real do sistema fotovoltaico em relação ao máximo desempenho teórico.

A resistência nos conectores e cabeamentos, sombreamento e sujidade sobre os módulos, eficiência do inversor, degradação e mismathc dos módulos, falhas na rede elétrica, são alguns dos fatores que acabam por minimizar o potencial de geração de um empreendimento solar.

Na literatura, a PR aparece escrita das várias formas. No entanto, a fim de se ter uma abordagem mais didática, iremos aqui expressa-la em função das potências CC e CA. A primeira maneira de escrever a PR é em sua forma simplificada. Sendo dada pela relação:

Porém, essa forma pouco agrega ao amplo entendimento do comportamento da usina. Portanto, devemos quantizar as perdas existentes em campo. A primeira delas é a irradiância.

Nas condições reais de operação, muitas vezes não se obtém sobre os módulos a irradiância de 1000 W/m2 que é considerada pelas STC (Standart Test Conditions). Sendo assim, é preciso corrigir a PR em função do recurso solar que efetivamente está incidindo sobre a planta fotovoltaica.  A PR corrigida pela irradiância (PR IR) é dada por:

As STC também estipulam uma temperatura de 25°C para o módulo FV, novamente algo distante das circunstâncias de operação de usinas fotovoltaicas. É sabido que temperaturas elevadas provocam perda de tensão das células FV, levando também a uma menor potência de saída do arranjo solar.

Durante a fase de projeto, faz-se simulações em softwares específicos (como PVsyst, PV*SOL, HelioScope) já considerando as perdas durante a operação para estimar a produção efetiva de energia. Porém, no local muitas vezes a temperatura difere da considerada pelos projetistas em suas simulações. Sendo assim, é necessário fazer a correção da PR também devido a diferença global de temperatura. Logo é adicionado um termo que quantifica essa perda em função dessa variação.

Onde:

TempModProj: temperatura considerada de projeto (geralmente baseada em registros históricos de temperatura do local da instalação);

Tmod: temperatura aferida pelo sensor de temperatura do módulo e β o coeficiente de temperatura (determinado pelo fabricante).

Obs.: Caso não tenha sido considerado inicialmente perdas por temperatura na fase de projeto, pode-se fazer (Tmod - 25°C) como alternativa ao segundo termo entre parênteses da equação acima.

Como pode-se perceber, a PR é um indicador de qualidade adimensional; sendo geralmente representado na forma de fração ou de porcentagem. Seu valor representa um forte indicativo do quão bem projetada e executada foi uma usina fotovoltaica.

Não existe uma norma internacional que estipule valores adequados de PR. No entanto, é usual no mercado aceitar valores de PR anuais entre 0.75 e 0.85. Resultados abaixo dessa faixa são motivo de atenção por partes dos operadores e proprietário da usina. Valores acima de 0.85 são ilusórios e não devem ser esperados.

Uma vez que a PR esteja adequadamente calculada, podemos lançar mão de um outro KPI bastante útil para gestão de desempenho de plantas fotovoltaicas. O Energia Esperada (EE) é quantidade de energia que deveria ter sido produzida num intervalo de tempo passado. Ele é definido pelo produto entre PR calculada e as Horas de sol pico (HSP) do local de operação.

Logo, é fácil ver que a energia esperada de uma determinada planta fotovoltaica é dada pela sua capacidade produtiva inerente (com as suas respectivas perdas) e as condições intrínsecas do local onde ela foi instalada.

Um KPI menos conhecido, mas não menos útil, é definido entre a razão entre o Rendimento Específico e a Energia Esperada. Esse indicador recebe o nome de EPI do inglês Energy Performance Index.

Ele nos mostra o quanto a planta FV gerou, num determinado período de tempo, em relação ao que ela deveria ter gerado dado a seu desempenho e o potencial de geração do local em que ela se encontra. É indicado para avaliação de possíveis falhas na produção de energia e comparação de plantas diversas.

Pelo exposto até aqui, fica notório que para correta contabilização das perdas em plantas fotovoltaicas é necessário o uso de equipamentos para medições de irradiância ao nível dos módulos e da temperatura de operação destes. Tais equipamentos, juntamente com mais alguns acessórios, formam as chamadas estações solarimétricas. Tais equipamentos costumam ter valores relativamente altos para aquisição e demanda pessoal especializado para sua instalação e manuseio.

Logo, mensurar adequadamente o desempenho de usinas em campo demanda um custo considerável para os stakeholders do empreendimento. Contudo, há uma outra possibilidade surgindo no horizonte. Ou melhor, vindo de cima.

É consenso que os satélites revolucionaram a sociedade moderna, trouxeram enormes benefícios à comunicação e abriram um enorme leque de possibilidades em vários setores da economia recente. Para o setor fotovoltaico, não é diferente.

Hoje é possível ter medições de irradiância por satélite com incertezas entre 4% e 6%, enquanto pirômetros possuem incertezas de aproximadamente 5%. Em casos reais, comparando-se irradiação diária medida in loco e via satélite, a diferença pode ser menor que 0,5%.

Aliado a essa nova possibilidade de aquisição de dados – que podem ser complementadas com as medições em campo, quando existirem – temos uma análise mais profunda utilizando conceitos de inteligência artificial possibilitando insights sobre o desempenho da usina. Com essa motivação, a equipe do laboratório Fotovoltaica da Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) desenvolveu uma plataforma de tratamento de dados e cálculo avançado de desempenho das UFV.

Através da ferramenta, é possível identificar falhas e gerar diagnóstico remoto, que auxiliam na correção mais ágil, além de monitorar métricas personalizadas como indisponibilidade dos equipamentos, dando uma nova visão para os gestores da usina e facilitando as tomadas de decisão.

Perdas por sobrecarga do inversor, por sujeira nos módulos ou falhas no posicionamento dos rastreadores que podem ser significativas e muitas vezes passarem despercebidas pelas equipes de campo, são prontamente apontadas pela solução do grupo de pesquisa.

A possibilidade da identificação rápida de tais perdas acaba por facilitar enormemente a organização das equipes de manutenção e reduzir a carga de trabalho dos operadores da usina.

Essa nova ferramenta, que traz aos empreendimentos fotovoltaicos um meio inovador de avaliar problemas e seu desempenho, está sendo aplicada no mercado através da parceria entre a Fotovoltaica/UFSC e a PV Operation.

Na operação de usinas solares agora de fato o céu é o limite.

Fontes e sugestões de consulta:

[1]: IEC TS 61724

[2]: EPE-DEE-RE-065/2013-r2

[3]: SolarPower Europe (2019), Asset Management Best Practice Guidelines, Versão 1.0. SolarPower Europe. (Disponível em www.solarpowereurope.org)

*Paulo Soares atua desde 2015 no mercado de energia solar fotovoltaica, com passagem por algumas das principais empresas do segmento de geração distribuída do país. É Bacharel em Física e Mestre em Engenharia Mecânica com ênfase em Sistemas de Energias Renováveis pela Universidade Federal do Ceará (UFC). Atualmente é Executivo de Contas da PV Operation.

*Níkola Zaia de Figueiredo atua desde 2018 no mercado de energia solar fotovoltaica, com experiência em minigeração e desenvolvimento de hardware e software. É Graduado em Engenharia Elétrica pelo Instituto Federal de Santa Catarina (IFSC). Atualmente é Diretor de Tecnologia da PV Operation.

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