Para ler com calma: É possível existir sol demais para a energia solar?

Autores: Marília Braga & Ricardo Rüther – Laboratório de Energia Solar Fotovoltaica da Universidade Federal de Santa Catarina 

Quando pensamos em energia solar, a primeira imagem que vem à mente é a de módulos fotovoltaicos capturando a luz do sol para gerar eletricidade. O sol, afinal, é a fonte fundamental de energia para esses sistemas. No entanto, uma questão intrigante e menos discutida é: pode haver sol demais para os sistemas fotovoltaicos? Este fenômeno, conhecido como sobreirradiância solar, ocorre quando a intensidade da luz solar excede os níveis projetados para o desempenho ideal de dispositivos fotovoltaicos. 

Neste artigo, vamos explorar alguns conceitos básicos de irradiação solar para apresentar o que é a sobreirradiância e discutir como ela afeta a operação e o desempenho de sistemas fotovoltaicos. 

Quantificando a energia do sol

Irradiância é a medida da potência da radiação solar recebida por unidade de área, expressa em Watts por metro quadrado (W/m²). Em termos simples, é a quantidade de energia solar que atinge uma superfície específica. Este parâmetro é fundamental para a análise de sistemas fotovoltaicos, pois determina a quantidade de energia incidente disponível para conversão em eletricidade pelo efeito fotovoltaico. 

Em condições padrão de teste (STC, do inglês Standard Test Conditions), que são usadas para avaliar a eficiência e demais parâmetros elétricos nominais dos módulos fotovoltaicos, a irradiância é definida como 1000 W/m². Este valor representa uma aproximação da irradiância ao meio-dia em um dia limpo, sem nuvens. No entanto, na prática, os valores de irradiância podem variar significativamente dependendo da localização geográfica, da época do ano, da hora do dia e das condições meteorológicas. 

Para contextualizar melhor a irradiância que atinge a superfície terrestre, é essencial conhecer também a constante solar, que é usada como um ponto de referência para estudos e modelos solares. A constante solar é o valor médio da irradiância solar recebida no topo da atmosfera terrestre, representando a quantidade de energia solar disponível sem a interferência atmosférica. O valor mais atualizado da constante solar é aproximadamente 1361 W/m². Dentro da atmosfera, porém, a irradiância varia devido a fatores como a absorção e a dispersão de luz pelos gases atmosféricos, pelas nuvens e pelas partículas em suspensão. 

O fenômeno da sobreirradiância

A sobreirradiância ocorre quando os valores de irradiância ultrapassam a irradiância clear sky (céu limpo, em português). A irradiância clear sky é a quantidade de radiação solar esperada em uma determinada localidade sob condições de céu limpo, sem nuvens, considerando fatores como a posição do sol, a atmosfera e a latitude do local. Isso pode acontecer em diversas situações ao longo do dia, mas possui maiores impactos quando ocorre em momentos de alta irradiância, mais próximos do meio-dia solar. Esses eventos de maior impacto são chamados de eventos extremos de sobreirradiância e são caracterizados por ultrapassarem o nível de irradiância recebido no topo da atmosfera, a constante solar de 1361 W/m² que vimos anteriormente. 

Um dos principais fatores que levam à ocorrência de eventos de sobreirradiância é o chamado efeito borda de nuvem. Esse efeito ocorre quando há um céu com nuvens esparsas. Em determinados momentos, quando o sol se encontra por trás da borda de uma dessas nuvens, as gotas de água e cristais de gelo nas nuvens podem dispersar e refletir a luz solar e a nuvem pode funcionar como uma lente de aumento, concentrando os raios solares em uma determinada região e fazendo com que os níveis de irradiância locais superem até mesmo aquele recebido no topo da atmosfera, antes de qualquer atenuação. Atualmente, o maior registro no Brasil de sobreirradiância é de 1845,5 W/m2 em Florianópolis-SC¹. Este é também o segundo maior evento de sobreirradiância registrado no mundo, ficando atrás somente de uma medida de 1891 W/m2 no Colorados nos Estados Unidos, em um local com 1829 m de altitude², o qual possui um benefício adicional de menor atenuação atmosférica na irradiância.  

Os eventos de borda de nuvem, apesar de intensos, são geralmente muito rápidos, muitas vezes durando menos de 5 segundos. Devido à sua curta duração, registrar esses eventos exige medições de irradiância com alta resolução temporal, o que requer uma infraestrutura de medição e análise de dados bastante sofisticada. Isso significa que o fenômeno não é facilmente estudado ou registrado em qualquer local, levando à conclusão de que a ocorrência desses eventos seja mais comum do que os registros sugerem. 

Embora a maioria dos eventos de borda de nuvem tenham curta duração, alguns podem durar mais de 5 minutos, resultando em impactos mais acentuados na operação e desempenho de sistemas fotovoltaicos³. Um estudo realizado em várias localidades no Brasil, utilizando medições de alta resolução temporal, revelou que em uma localidade do nordeste brasileiro, mais de 30% de toda a energia incidente ocorre em níveis de irradiância superiores a 1000 W/m². Isso demonstra que eventos de sobreirradiância, apesar de geralmente curtos, podem representar uma fração significativa da energia recebida por uma localidade. Portanto, devem ser considerados na otimização e dimensionamento de sistemas FV. 

Embora não sejam raros, eventos extremos de sobreirradiância não ocorrem por todo o globo terrestre⁴. O efeito borda de nuvem, principal fator que contribui para eventos de sobreirradiância, depende da presença de nuvens com características específicas para se manifestar. Portanto, esses eventos são mais comuns em regiões ensolaradas com presença de nuvens, onde níveis já elevados de irradiância são intensificados pelo efeito borda de nuvem. 

Sendo assim, áreas ensolaradas com climas que não favorecem o surgimento do efeito borda de nuvem, como climas desérticos, raramente precisam se preocupar com a análise e consideração da sobreirradiância. Da mesma forma, regiões como a Europa, que possuem níveis de irradiância menos intensos, também não sofrem significativamente com esses efeitos. Consequentemente, o estudo dos impactos desses eventos é pouco aprofundado, sendo visto mais como uma curiosidade científica do que uma preocupação operacional em muitos países⁵. No entanto, no Brasil, há evidências do impacto desses eventos na operação e desempenho de usinas fotovoltaicas, indicando a necessidade de uma atenção especial ao fenômeno no contexto brasileiro. 

Embora possa parecer benéfico ter mais irradiância disponível para gerar energia, a sobreirradiância pode criar desafios para os sistemas FV, que são projetados e otimizados para operar de maneira ideal dentro de um certo intervalo de irradiância. 

Impactos da sobreirradiância em sistemas fotovoltaicos

Os impactos da sobreirradiância em sistemas fotovoltaicos podem ser divididos em três categorias principais: desafios para a estimativa de geração de energia e no dimensionamento do gerador solar fotovoltaico (e.g. carregamento do inversor⁶), problemas na operação e manutenção dos sistemas, e a resposta da eficiência dos módulos fotovoltaicos sob condições extremas de irradiância. Nos parágrafos seguintes, discutiremos cada um desses tópicos, explorando a relação entre a sobreirradiância e seu efeito nos sistemas fotovoltaicos, além dos desafios específicos que cada preocupação apresenta. 

Estimativa de Energia 

O primeiro desafio que a sobreirradiância traz para um sistema fotovoltaicos ocorre antes mesmo de sua construção, ainda durante a fase de desenvolvimento do projeto fotovoltaico. Nessa etapa, simulações horárias são empregadas para estimar a geração de energia e otimizar o layout físico e design elétrico da usina.  Um dos principais pontos de otimização é o fator de carregamento do inversor, que relaciona a potência FV instalada com a potência nominal do inversor. 

Com a redução dos custos dos módulos FV, passou a fazer sentido sobrecarregar os inversores, mesmo que isso resulte em perdas por limitação de potência do inversor em momentos de alta irradiância e, consequentemente, elevada potência FV⁷. Dessa forma, a geração ao longo do dia compensa as perdas próximas ao meio-dia, e a energia desperdiçada é compensada pela geração adicional em momentos de menor irradiância. Desta forma, economiza-se também nos custos com equipamentos da usina, visto que um número menor de inversores, ou dispositivos com menor potência nominal, seria necessário para uma mesma capacidade instalada FV. No entanto, ao realizar essa estimativa e otimização, os dados horários de irradiância podem ser enganosos. 

Ao calcular a média da irradiância em uma hora, os valores extremos de irradiância são “suavizados” por momentos de irradiância baixa dentro daquela mesma hora. Esse artefato na média de irradiância possui uma linearidade com a potência instantânea FV, e o mesmo efeito de suavização será refletido na potência. Isso leva a crer que, dentro daquela hora, haverá uma certa perda por sobrecarga do inversor, quando, na verdade, essa perda é ainda maior, considerando que níveis mais intensos de irradiância ocorrem dentro daquela hora. 

Por exemplo, em uma simulação horária podemos supor que o inversor estará operando com uma carga de 100% por uma hora, sem limitação de potência e perdas por sobrecarregamento. Quando, na realidade, se considerarmos os valores de irradiância em tempo real, o inversor poderia estar operando com uma sobrecarga de 150% por 15 minutos e uma subcarga de 83% nos restantes 45 minutos, ocasionando perdas significativas por sobrecarregamento. 

Um estudo conduzido pela equipe do laboratório Fotovoltaica-UFSC, mostrou que as perdas por carregamento do inversor podem ser até três vezes maiores do que o inicialmente estimado com base em dados horários no caso de inversores com carregamento nominal de 140%3. Este estudo tem como base um sistema com módulos monofaciais, sendo que para sistemas bifaciais, que representam a maioria das usinas FV sendo instaladas hoje no Brasil, este efeito pode ser ainda mais acentuado. 

No Brasil, as diretrizes atuais exigem que medições de irradiância de pelo menos um ano, em intervalos médios de 10 minutos, sejam apresentadas para que uma usina solar possa ser elegível para participar dos leilões de energia do mercado regulado. Esses requisitos são feitos para que técnicas de site-adaptation entre dados históricos derivados de satélite e radiação solar medida no nível do solo possam ser realizadas, visando a redução da incerteza na estimativa de produção de energia. No entanto, esses dados médios de 10 minutos impedem uma avaliação mais realista e melhor das perdas de sobrecarregamento do inversor. Para evitar uma subestimativa de perdas ou uma otimização inadequada do design elétrico de uma usina, sugere-se que dados com resolução temporal adequada, de pelo menos 1 minuto, sejam analisados de forma a complementar às simulações horárias de energia em locais que possuem ocorrência de eventos de sobreirradiância⁸. 

Operação e Manutenção de Usinas FV 

Quando sobrecarregados, os inversores limitam a potência de saída à sua potência nominal. Isso é feito pelo algoritmo de MPPT (Maximum Power Point Tracking) do inversor, através do aumento da tensão de operação do sistema, o que, consequentemente, resulta em uma corrente mais baixa. Assumindo essa estratégia do inversor e considerando que a maioria das usinas FV possuem inversores subdimensionados (com potência instalada FV maior do que a potência nominal do inversor), pode-se chegar à conclusão de que, na ocorrência de um evento de sobreirradiância, os inversores irão aumentar a tensão de operação, diminuindo a corrente das strings e, consequentemente, limitando a potência total. No entanto, a literatura traz que eventos de sobreirradiância possuem apenas uma pequena área de cobertura espacial. Isso implica que, dependendo da geometria da nuvem, da potência máxima do inversor e do seu carregamento durante um evento de sobreirradiância, parte do arranjo pode estar operando com correntes proporcionais aos níveis de (sobre)irradiância, enquanto a outra parte do arranjo pode estar nas sombras das nuvens, resultando em uma potência de saída instantânea do inversor abaixo da potência nominal do inversor. Nesse caso, o inversor não limitará a potência de saída usando a estratégia de aumento de tensão, o que resultará em correntes bastante elevadas. 

Em uma usina FV, cada string é protegida contra sobrecorrentes por meio de fusíveis conectados em série com as strings antes de serem conectadas em paralelo. Esse dispositivo de segurança é obrigatório sempre que três ou mais strings são agrupadas, de modo a prevenir que a corrente das demais strings sobrecarregue uma string no caso de falha. A capacidade de condução desses fusíveis deve ser dimensionada para permitir a operação normal da string e evitar sobrecorrentes, respeitando a corrente máxima indicada pelo fabricante dos módulos FV. 

Embora os fusíveis utilizados nessas circunstâncias sejam projetados especificamente para uso em FV, com características próprias para essa aplicação, situações como a descrita acima, podem ocasionar a queima da proteção mesmo em condições normais de operação (sem falhas). O local de instalação desses fusíveis faz com que sua temperatura de operação seja elevada, o que resulta em uma redução de sua capacidade de condução de corrente. Esse fato, somado ao aumento da corrente durante momentos de sobreirradiância, acaba resultando na queima dos fusíveis. 

Em geral, o fusível empregado nas strings FV não pode ser ajustado para prever tais efeitos, uma vez que a máxima capacidade de corrente dos fusíveis é imposta pela garantia do fabricante do módulo FV. Para evitar esse tipo de problema, recomenda-se garantir uma boa ventilação e espaçamento adequado entre os porta-fusíveis na combiner box. Adicionalmente, é recomendado o monitoramento de corrente por string ou a análise comparativa entre a corrente média por string entre combiner boxes, visando identificar tais problemas com agilidade e reduzir as perdas associadas. 

Eficiência dos Módulos FV 

Além dos desafios operacionais, é crucial considerar o impacto da sobreirradiância na eficiência dos módulos fotovoltaicos. Durante a simulação energética de um sistema FV, o desempenho dos módulos sob diferentes níveis de irradiância é essencial. Os fabricantes geralmente fornecem essa informação através do arquivo PAN (.pan) do módulo, certificado por entidades independentes. A curva de eficiência por irradiância mostra que a eficiência de conversão do módulo FV não é constante, tendendo a ser menor em níveis baixos de irradiância. Esta curva de eficiência geralmente é fornecida até 1000 W/m², onde a eficiência atinge seu valor máximo. Isto porque as células são otimizadas para este nível de irradiância, já que serão vendidas com base no valor medido neste nível de incidência solar. 

A resposta dos módulos fotovoltaicos a condições extremas de irradiância ainda é pouco estudada, principalmente porque esses eventos são característicos de climas específicos e pouco registrados. Isso faz com que simulações energéticas não levem em conta este efeito, não apenas pela resolução temporal das simulações, mas também pela ausência de informações de desempenho dos dispositivos FV sob tais condições. 

É possível ainda que as características de eficiência de um módulo possam ser otimizadas para melhor captar estes níveis intensos de radiação, resultando em um módulo “tropicalizado”. Este tipo de alteração visaria otimizar a conversão de energia sob níveis intensos de irradiância, que, como vimos, podem contabilizar até mais do que 30% da energia incidente em algumas localidades relevantes no contexto de usinas solares no Brasil5. 

Uma análise detalhada da resposta de módulos FV a irradiâncias altas é imprescindível para avaliar os impactos que esses níveis de irradiância têm no desempenho de sistemas FV, além de permitir quantificar os ganhos que poderiam ser obtidos através da tropicalização de módulos FV. Compreender esta dinâmica é um dos objetivos do projeto conduzido pelo grupo Fotovoltaica-UFSC em um projeto executado em parceria com o laboratório LNES da UNICAMP e financiado pela SHELL através do programa de pesquisa, desenvolvimento e inovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)⁹. 

COMENTÁRIOS FINAIS 

Em conclusão, a sobreirradiância representa um fenômeno significativo para a operação e desempenho de sistemas fotovoltaicos, especialmente em regiões como o Brasil, onde eventos extremos de irradiância são frequentes. Embora a alta irradiância possa parecer vantajosa à primeira vista, ela impõe desafios que vão desde a estimativa precisa de geração de energia até a operação e manutenção do sistema FV. Uma compreensão aprofundada desses eventos e seus impactos pode não só melhorar o desempenho e confiabilidade das previsões energéticas dos sistemas fotovoltaicos atuais, mas também direcionar o desenvolvimento de tecnologias mais eficientes, alinhadas às condições climáticas específicas de cada região. Portanto, a análise e consideração da sobreirradiância são indispensáveis para o avanço sustentável e eficaz da energia solar. 

REFERÊNCIAS 

1. Martins, G. L., Mantelli, S. L. & Rüther, R. Evaluating the performance of radiometers for solar overirradiance events. Sol. Energy 231, 47–56 (2022).
2. Gueymard, C. A. Cloud and albedo enhancement impacts on solar irradiance using high-frequency measurements from thermopile and photodiode radiometers. Part 1: Impacts on global horizontal irradiance. Sol. Energy 153, 755–765 (2017).
3. Nascimento, L. R. do, de Souza Viana, T., Campos, R. A. & Rüther, R. Extreme solar overirradiance events: Occurrence and impacts on utility-scale photovoltaic power plants in Brazil. Sol. Energy 186, 370–381 (2019).
4. Braga, M. et al. Solar Over-Irradiance Events: Preliminary Results from a Global Study. in Conference Record of the IEEE Photovoltaic Specialists Conference (2020).
5. Burger, B & Rüther, R. Inverter sizing of grid-connected photovoltaic systems in the light of local solar resource distribution characteristics and temperature. Sol. Energy 80, 32-45 (2006).
6. 6. Braga, M. et al. Overirradiance unveiled: understanding and enhancing solar energy performance. in NREL PV Module Reliability Workshop (2024).
7. Deschamps, E. M. & Rüther, R. Optimization of inverter loading ratio for grid connected photovoltaic systems. Sol. Energy 179, 106-118 (2019).
8. 8. Nascimento, L. R., Braga, M., Campos, R. A., Naspolini, H. F. & Rüther, R. Performance assessment of solar photovoltaic technologies under different climatic conditions in Brazil. Energy 146, 1070–1082 (2020).
9. 9. Braga, M., Sérgio, L., Pires, A., Ribeiro, M. L. & Rüther, R. Resultados preliminares para dispositivos de perovskita em condições reais e extremas de operação – um passo fundamental rumo a aplicações práticas. in X Congresso Brasileiro de Energia Solar (2024).

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