Pesquisadores na Indonésia investigaram como os efeitos de sombreamento podem influenciar a taxa de desempenho de um sistema fotovoltaico. A análise deles também considerou o período de retorno e o retorno do investimento.
Imagem: Estado Politécnico de Ujung Pandang, Resultados em Engenharia, Licença Creative Commons CC BY 4.0
Scientists from Indonesia have investigated the effects of shading on a PV system’s taxa de desempenho (PR) considerando diferentes ângulos de azimute e inclinação do módulo solar.
O PR é um parâmetro que define a relação entre a produção de energia real e teórica de um sistema fotovoltaico e não está em grande parte relacionado com a localização e orientação de uma instalação. Este valor é usado para entender a eficiência com que o sistema fotovoltaico está operando.
“Previous studies have mostly focused on how shadowing affects a PV system’s energy production,” the research said.
Utilizando o software PVsyst, os académicos analisaram os efeitos de sombreamento de um sistema fotovoltaico no telhado instalado no edifício administrativo do Estado Politécnico de Ujung Pandang, localizado em Makassar, a maior cidade do leste da Indonésia.
“O software PVsyst foi aplicado para avaliar o efeito de sombreamento, diagrama de perdas e PR durante todo o ano”, disse o grupo de pesquisa. “O esquema proposto também examina a análise financeira do sistema fotovoltaico proposto, nomeadamente, o período de retorno (PBP) e o retorno do investimento (ROI).”
O sistema planejado foi assumido como tendo duas strings, com nove módulos fotovoltaicos em cada string. Cada painel tinha potência nominal de 420 W em condições de teste padrão, totalizando 7,56 kW para todo o sistema de 18 módulos. Os investigadores também presumiram que o sistema venderia o excedente de energia à rede sob um regime de medição líquida.
A análise considerou a irradiação horizontal global local, a irradiação horizontal difusa, a temperatura ambiente, a irradiação incidente global e a irradiação global efetiva. Todos esses fatores foram então usados para calcular a energia real produzida pelo arranjo fotovoltaico, a energia injetada na rede e o PR.
“Em geral, existem apenas duas estações distintas no clima da Indonésia: seca e chuvosa, ambas relativas”, disseram os cientistas. “A estação seca começa em abril e vai até setembro, com cada uma dessas duas estações durando seis meses. Depois, no final de setembro até março, começa a estação das chuvas.”
Com base nessas condições, foram testados quatro cenários: Design-1 com ângulo de inclinação de 14 graus e azimute de -90 graus; Design-2 com ângulo de inclinação de 13 graus e azimute de 90 graus; Design-3 com ângulo de inclinação de 10 graus e azimute de 0 graus; e Design-4 com ângulo de inclinação de 15 graus e azimute de 180 graus.
Segundo os pesquisadores, o Design-3 obteve os melhores resultados, com PR de 0,817, PBP de 7,8 anos e ROI de 155,2%. Por outro lado, o Design-4 obteve os piores resultados, com PR de 0,815, PBP de 8,6 anos e ROI de 131,8%. O Design-1 e o Design-2 alcançaram resultados semelhantes, ambos com PR de 0,816 e PBP de 8,2 anos. O Design-1 teve um ROI de 145,2%, enquanto o Design-2 teve 144,3%.
“Consequentemente, é recomendado utilizar o Design-3 para obter o melhor PR e investimento”, concluíram os cientistas.
Suas descobertas foram apresentadas no estudo “Avaliando o efeito de sombreamento de painéis fotovoltaicos para otimizar a relação de desempenho de um sistema de energia solar," publicado em Resultados em Engenharia. The research group was formed by academics from Indonesia’s Estado Politécnico de Ujung Pandang e a Universidade de Gadjah Mada.