A radiação ultravioleta (UV) é há muito reconhecida como um dos principais fatores que impulsionam a degradação dos módulos fotovoltaicos. Esse fator, no entanto, é significativamente subestimado nos padrões de teste atuais, especialmente para projetos modernos de sistemas e regiões de alta irradiância.
Com isso em mente, um grupo de pesquisadores da Universidade de New South Wales (UNSW), na Austrália, desenvolveu um modelo global de irradiância UV de alta precisão em superfícies inclinadas, capturando o impacto do projeto do sistema, do clima e das condições atmosféricas.
“Nosso novo modelo demonstra que tecnologias idênticas de módulos se degradam de forma diferente dependendo do local de implantação, destacando a necessidade de uma avaliação de confiabilidade específica para o clima”, disse o autor correspondente Bram Hoex à pv magazine. “Também oferece um caminho para ir além dos testes acelerados genéricos rumo a protocolos de modelagem e qualificação de degradação relevantes para a região.”
Os pesquisadores destacaram que a irradiância UV global pode variar de menos de 30 W/m² em regiões de latitudes altas até mais de 80 W/m² em desertos e climas secos. Em alguns locais, a dose de UV especificada na norma IEC 61215, que é de apenas 15 kWh/m², pode ser alcançada em menos de dois meses. Em contraste, a exposição no mundo real ao longo da vida útil de um módulo é muitas vezes maior.
“Os limiares atuais de teste são simplesmente baixos demais para replicar condições de campo de longo prazo”, observaram os autores, acrescentando que mesmo protocolos aprimorados ficam aquém de simular 25–30 anos de operação.
Uma das descobertas mais marcantes do estudo está relacionada ao design de sistemas. Os pesquisadores compararam instalações de inclinação fixa com sistemas de rastreamento de eixo único (SAT) e descobriram que os rastreadores recebem significativamente mais radiação UV devido à sua orientação em relação ao sol ao longo do dia.
Em regiões de alta irradiância, como desertos, sistemas de rastreamento de eixo único (SAT) podem ser expostos a até 1,5 vezes mais radiação UV do que sistemas de inclinação fixa, levando a taxas de degradação quase duas vezes maiores. Isso resulta em taxas anuais de degradação impulsionadas por UV de até 0,35% ao ano para sistemas SAT, em comparação com aproximadamente 0,25% ao ano para instalações de inclinação fixa.
Ao longo da vida útil típica de um projeto, essa diferença pode se acumular até vários pontos percentuais de perda adicional de energia, impactando diretamente a economia e o desempenho a longo prazo do sistema fotovoltaico.
O estudo também mostrou que módulos fotovoltaicos idênticos podem se degradar em taxas marcadamente diferentes dependendo de sua localização de instalação. Os principais fatores que impulsionam essa variabilidade incluem irradiância UV, temperatura, umidade e condições atmosféricas como níveis de ozônio, aerossóis e cobertura de nuvens. Entre os ambientes mais desafiadores estão regiões tropicais e desérticas, onde a alta exposição aos raios UV se combina com intenso estresse térmico e ambiental, acelerando a degradação dos módulos.
“Os padrões atuais subestimam significativamente a exposição real aos raios UV, em alguns casos por ordens de magnitude em relação às condições de vida útil”, enfatizou Hoex. “A exposição aos UV varia significativamente com a localização e a configuração do sistema, com sistemas de rastreamento apresentando taxas de degradação até cerca de duas vezes maiores em regiões de alta irradiância. Em climas áridos e tropicais, a degradação induzida pelos raios UV pode atingir cerca de 0,25–0,35% ao ano, contribuindo substancialmente para a perda de desempenho a longo prazo.”
O novo modelo de alta precisão para estimar radiação UV em sistemas fotovoltaicos foi apresentado no artigo “Fechando a Lacuna de Fotodegradação Induzida por Radiação Ultravioleta através da Modelagem em Escala Global de Sistemas Fotovoltaicos de Inclinação e Rastreamento Fixo”, publicado no IEEE Journal of Photovoltaics.
“Este trabalho faz parte do esforço mais amplo do nosso grupo para conectar mecanismos fundamentais de degradação com impactos em nível sistêmico no campo, combinando testes acelerados direcionados — como UV, calor úmido e contaminação — com modelagem baseada em física e baseada em dados em escala de sistema para quantificar como tanto modos de falha estabelecidos quanto emergentes se traduzem em perdas reais de rendimento energético em diversos climas e projetos de sistemas”, Hoex concluiu.
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