Databehandling og analysestrategi

Apesar da sua elevada fiabilidade, os sistemas fotovoltaicos estão sujeitos à ocorrência de algumas falhas que podem condicionar o seu desempenho e, consequentemente, a sua rentabilidade. É assim necessário investir em tecnologias de monitorização de dados que permitem registar as variáveis de interesse (quer intrínsecas como a corrente, tensão e produção do sistema quer extrínsecas como variáveis meteorológicas).

As falhas num sistema fotovoltaico podem ocorrer em 3 fases distintas: no módulo PV, no inversor ou na sua ligação à rede elétrica (ou carga, no caso de autoconsumo). No caso do módulo, uma das falhas mais comuns é a existência de curto-circuito (CC) com a terra, em que a corrente é transmitida para a terra do circuito. Esta falha ocorre devido a uma ligação indesejada entre um condutor do sistema e o equipamento de terra do mesmo, resultando numa queda abrupta da tensão[29]. Falhas nos díodos de bypass, provocadas por sobreaquecimento, podem ainda provocar aumentos na e diminuições na que resultam numa queda de potência. No caso do inversor podem ocorrer falhas por existência de más ligações, por defeito do equipamento ou por envelhecimento do sistema. A frequência deste tipo de ocorrências tem diminuído com o avanço tecnológico destes equipamentos. Problemas no equipamento de MPPT afetam também a potência de saída do sistema. Instabilidades da rede elétrica podem provocar fenómenos de islanding em que, mesmo estando desconectado da rede, o sistema continua a produzir, acumulando-se energia que pode resultar em sobrecargas que, a longo prazo, reduzem o seu tempo de vida [30]. Na Tabela 1 é possível observar um quadro resumo do tipo de falhas mais comuns em sistemas fotovoltaicos.

Tabela 1: Tipos de falhas de sistemas fotovoltaicos

Elemento Falha Módulo PV CC com a terra Danos na Célula envelhecimento Sombreamento

Falha no díodo de bypass

Inversor Avaria

Existem diversos tipos de danos permanentes que afetam a produção de um módulo, sendo um dos mais comuns os já referidos hot-spots. Estes ocorrem quando existe pelo menos uma célula sombreada ou partida numa string (conjunto de módulos ligados em série) com elevados níveis de corrente em circulação. Esta situação resulta numa dissipação da energia na célula defeituosa que, a longo prazo, a desgasta, provocando danos irreversíveis. A delaminação do módulo resulta de um aumento da fragilidade entre as ligações provocado por stress térmico do material, e pela variação das condições meteorológicas, nomeadamente da humidade. O envelhecimento (aging) do material, para além da degradação das ligações, provoca alterações nas propriedades das células, que se tornam amarelas (Yellowing), diminuindo a sua eficiência [31]. Normalmente, o fabricante garante um período de vida de 25 anos, não baixando a produção mais de 80%. Na Figura 17 estão representados alguns dos danos mais comuns observados em módulos fotovoltaicos.

Figura 17: Danos mais comuns observados em módulos fotovoltaicos [32]–[35].

Podem ainda existir falhas relacionadas com a extração de dados do sistema de monitorização. O mal funcionamento dos sistemas de controlo de dados, através de más ligações ou, caso exista, de erros na ligação wireless, pode conduzir à deteção de falsos erros. Podem ainda existir componentes avariados, como a célula de referência, o piranómetro ou mesmo elementos eletrónicos do equipamento, que, mais uma vez, provocam falsos alarmes.

2.4.1 Deteção e Diagnóstico de Falhas

A evolução do mercado fotovoltaico, associado a um crescente investimento em tecnologias ligadas à rede elétrica, tem conduzido ao aparecimento de novos estudos de deteção e prevenção de falhas, visando uma otimização do desempenho dos sistemas, e um consequente aumento da produção de energia.

Alguns dos estudos baseiam-se na comparação entre resultados previstos e obtidos em tempo real, através da simulação do desempenho dos sistemas, com recurso a softwares especializados. Silvestre et al. [36] propuseram um método de deteção de falhas baseado na definição de thresholds relativos à diferença entre a produção medida e a produção estimada, permitindo assim analisar as perdas totais do sistema. São sugeridos ainda indicadores que, através dos valores de corrente e tensão do sistema PV, permitem identificar o tipo de falha. Chouder et al. [37] desenvolveram uma

plataforma em Lab-View que permite monitorizar, modelar e simular o desempenho de sistemas ligados à rede. Comparando o desempenho do sistema efetivamente registado com os valores simulados, torna-se possível, em casos de desvios significativos, detetar de forma automática e antecipada possíveis falhas no sistema. Gokmen et al. [38] propõem um método de deteção de falhas que permite identificar o número de módulos em circuito aberto ou em curto-circuito numa string, através da temperatura do módulo, da irradiância e da potência de output.

Apesar da maioria dos métodos de deteção de falhas se focar na estimativa de produção, existem abordagens alternativas. Tadj et al, [39] propõem um método que analisa a potência DC produzida em relação à radiação incidente. Neste, contrariamente aos modelos apresentados anteriormente, é realizada uma simulação de dados de radiação solar global horária. Posteriormente é calculada a potência DC para dados de irradiância, medidos e simulados, sendo o tipo de falha identificado através de rácios de corrente e tensão. Existem ainda métodos que se focam na deteção de fenómenos de islanding em sistemas ligados à rede que, segundo Teoh et al, [40] podem ser passivos, ativos, híbridos ou baseados em sistemas de comunicação.

Para além dos já referidos, existem também métodos que não se baseiam na comparação entre dados reais e dados simulados, quer de produção, quer de radiação, mas sim na avaliação do estado do sistema. Um destes métodos é a termografia que se baseia na avaliação da temperatura de operação dos módulos fotovoltaicos. Neste, através de câmaras de infravermelhos, é possível analisar e detetar hot-spots que podem danificar permanentemente o sistema, afetando o seu desempenho. Apesar de eficaz este método é bastante mais dispendioso que os anteriormente apresentados, sendo necessário recorrer a equipamento especializado [35], [41].

Mais recentemente, Silvestre et al. propuseram um método em que a deteção de falhas é baseada exclusivamente em indicadores que comparam corrente e tensão medidas com valores de corrente e tensão simulados, sendo o seu tipo identificado através de thresholds [1]. A análise realizada ao desempenho dos sistemas da Faculdade de Ciências foi realizada tendo como base este último artigo, que será abordado, detalhadamente, no Capítulo 5.