Um grupo de pesquisa liderado pela Universidade de Ciências Aplicadas da Suíça (SUPSI) realizou uma análise de longo prazo de seis sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica e voltados para o sul, instalados na Suíça no final da década de 1980 e início da década de 1990. Os pesquisadores descobriram que as taxas de perda de energia anual dos sistemas apresentaram uma média de 0,16% a 0,24%, significativamente menores do que os 0,75% a 1% ao ano comumente relatados na literatura.
O estudo examinou quatro sistemas de telhado de baixa altitude localizados em Möhlin (310m-VR-AM55), Tiergarten Leste e Oeste em Burgdorf (533m-VR-SM55(HO)) e Burgdorf Fink (552m-BA-SM55). Essas instalações utilizam configurações de telhado ventiladas ou aplicadas ao edifício. A análise também incluiu uma usina de escala comercial de altitude média em Mont-Soleil (1270m-OR-SM55) e dois sistemas de alta altitude montados em fachadas em Birg (2677m-VF-AM55) e Jungfraujoch (3462m-VF-SM75).
Todos os sistemas são equipados com módulos ARCO AM55, fabricados pela Arco Solar , empresa americana que na época era a maior fabricante mundial de painéis fotovoltaicos, com capacidade instalada de apenas 1 MW, ou com módulos Siemens SM55, SM55-HO e SM75. A Siemens tornou-se a maior acionista da Arco Solar em 1990. Os módulos têm potência nominal entre 48 W e 55 W e são compostos por uma camada frontal de vidro, camadas encapsulantes de etileno-acetato de vinila (EVA), células de silício monocristalino e uma camada traseira laminada de polímero.
A configuração do teste incluiu o monitoramento in loco da potência de saída CA e CC, das temperaturas ambiente e dos módulos, e da irradiância no plano do arranjo, medida por piranômetros. Com base nas condições do local, os pesquisadores classificaram as instalações em zonas climáticas de baixa, média e alta altitude.
“Para fins de comparação, dois módulos Siemens SM55 foram armazenados em um ambiente interno controlado no Laboratório Fotovoltaico da Universidade de Ciências Aplicadas de Berna desde o início da campanha de monitoramento”, disseram os pesquisadores. Eles também aplicaram o método multianual de comparação ano a ano (multi-YoY) para determinar as taxas de perda de desempenho (PLR) em nível de sistema.
Os resultados mostram que as taxas de perda de potência (PLRs) em todos os sistemas variam de -0,12% a -0,55% ao ano, com uma média de -0,24% a -0,16% ao ano, bem abaixo das taxas de degradação típicas relatadas para sistemas fotovoltaicos, tanto antigos quanto modernos. Os pesquisadores também descobriram que os sistemas em altitudes mais elevadas geralmente apresentam índices de desempenho médios mais altos e taxas de degradação mais baixas do que instalações comparáveis em baixas altitudes, apesar da exposição a maior irradiação e radiação ultravioleta.
O estudo revelou ainda que módulos do mesmo tipo nominal, mas com designs internos diferentes, apresentam comportamentos de degradação marcadamente distintos. Os módulos SM55 padrão exibiram falhas recorrentes na solda, resultando em aumento da resistência em série e redução do fator de preenchimento. Em contrapartida, os módulos SM55-HO se beneficiaram de um design de folha traseira modificado, que proporciona maior refletância interna e melhor estabilidade a longo prazo.
De modo geral, os resultados indicam que a degradação a longo prazo em módulos fotovoltaicos de gerações iniciais é impulsionada principalmente pelo estresse térmico, pelas condições de ventilação e pelo projeto do material, e não apenas pela altitude ou irradiação. Módulos instalados em ambientes mais frios e com melhor ventilação demonstraram desempenho particularmente estável ao longo de várias décadas.
Os resultados dos testes foram apresentados no artigo “Three decades, three climates: environmental and material impacts on the long-term reliability of photovoltaic modules”, publicado na EES Solar .
“O estudo identificou a lista de materiais (BOM) como o fator mais crítico que influencia a longevidade dos módulos fotovoltaicos”, concluíram. “Apesar de todos os módulos pertencerem à mesma família de produtos, variações na qualidade do encapsulante, nos materiais de enchimento e nos processos de fabricação resultaram em diferenças significativas nas taxas de degradação. Os encapsulantes de gerações anteriores, sem estabilização UV, apresentaram envelhecimento acelerado, enquanto os projetos de módulos mais recentes, com folhas traseiras otimizadas e qualidade de produção aprimorada, demonstraram excelente estabilidade a longo prazo.”
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