Existem vários fatores que podem influenciar o desempenho de um SFVCR, e a eficiência de um painel fotovoltaico está relacionada a tecnologia das células utilizadas (GAUTAM; RAUT; GHALE; NEUPANE; DHAKAL, 2016). Cada célula fotovoltaica produz energia elétrica dependente das condições ambientais de operação que podem afetar seu desempenho, como: sombreamento, posição geográfica, inclinação, sujidade, temperatura, irradiação solar (MALINOWSKI; LEON; ABU-RUB, 2017).
As células fotovoltaicas variam sua eficiência a partir da tecnologia de fabricação. Em laboratório com condições de operação controladas, 1000 W/m², 25 ºC e massa de ar de 1,5, obtiveram a seguinte eficiência: silício monocristalino 25,6%, silício multicristalino 21,3%, filme fino de silício 10,5%, silício amorfo 10,2%, filme fino de telureto de cádmio (CdTe) 21,0%, filme fino de cobre índio gálio selênio (CIGS) 21,0% (NREL, 2016).
Para melhorar o rendimento e eficiência dos sistemas fotovoltaicos, é necessário obter a maior geração possível de energia de cada painel e componente do sistema (AWAD, 2016), instalando e operando o sistema o mais próximo das condições ideias de funcionamento. Segundo Pinho e Galdino (2014) o gerador fotovoltaico deve ser preferencialmente instalado distante de objetos que possam encobrir o painel ou sombreá-lo em qualquer hora do dia, ou no período de melhor irradiação entre as 9 horas e 15 horas.
Neste trabalho será estudado formas de maximizar a captação de energia solar ao longo do ano e melhorar a taxa de desempenho através da alteração da orientação e inclinação do painel fotovoltaico. Para operar adequadamente, os módulos devem estar, de forma geral, orientados em direção à linha do equador (no hemisfério Sul devem estar orientados ao Norte verdadeiro), e caso haja neblina matutina na região de instalação o modulo pode ser orientado ao Oeste para receber maior radiação à tarde (PINHO; GALDINO, 2014).
Para maximizar a geração de energia ao longo do ano, o ângulo de inclinação do painel fotovoltaico e o solo deve ser igual à latitude da região de instalação. Para regiões de latitude menores que ±10º é aconselhável uma inclinação de pelo menos
10º para que a chuva possa limpar os módulos melhorando seu desempenho (PINHO; GALDINO, 2014).
Os sistemas de rastreamento do movimento aparente do Sol (seguidores ou rastreadores) podem ser utilizados para a maximização instantânea da geração de energia, alinhando os painéis perpendicularmente a incidência da irradiação solar (ALLAMEHZADEH, 2016).
Os seguidores podem ser de dois tipos: de um eixo, que seguem normalmente o movimento Leste-Oeste do Sol; ou de dois eixos, que além do movimento Leste- Oeste são capazes de alterar seu ângulo de inclinação. O rastreamento do Sol pode aumentar a energia recebida em mais de 50% (ALLAMEHZADEH, 2016), porém tem como desvantagem seu maior custo e serem suscetíveis a falhas devido à presença de peças móveis (PINHO; GALDINO, 2014).
A Figura 10 apresenta as perdas associadas a um gerador fotovoltaico de 1 kWP em condições laboratoriais.
Figura 10. Fatores de perdas de um gerador fotovoltaico.
De acordo com Pinho e Galdino (2014) o desempenho dos módulos fotovoltaicos é influenciado pela irradiância solar recebida e pela temperatura de operação. A curva característica I-V sofre alterações devido a sombreamento ou a alterações associadas a resistência paralelo (RP) resultante de defeitos internos nas células, resistência série (RS) por problemas nas conexões elétricas entre fileiras. O aumento da temperatura nos módulos resulta na redução do valor de VOC e o nível de sujeira (sujidade) no módulo acarreta na redução da corrente ISC, o sombreamento pode resultar em perdas por mismatch (descasamento) conforme mostrado na Figura 11.
Figura 11. Comparação curva I-V normal e com perdas.
Fonte: Pinho e Galdino (2014).
2.6.1 Influência da irradiância solar
A corrente elétrica gerada nas células esta linearmente relacionada com o aumento da irradiância solar incidente e, a tensão de circuito aberto é crescente de forma logarítmica. A Figura 12 apresenta as curvas I-V para irradiâncias de 200 W/m² até 1000 W/m² em um painel de silício cristalino (PINHO; GALDINO, 2014).
Figura 12. Efeito causado pela variação da irradiância solar sobre a curva característica I-V.
Fonte: Pinho e Galdino (2014).
A partir da irradiância incidente no painel é possível obter a corrente ISC de uma célula pela equação 4.
𝑰𝑺𝑪 = 𝑰𝑺𝑪𝑺𝑻𝑪∗ 𝑮
𝟏𝟎𝟎𝟎 (4)
Onde,
ISC é a corrente de curto circuito do módulo para a irradiância G, dado em Ampères;
ISCSTC é a corrente de curto circuito nas condições de temperatura e irradiação padrões (STC), em Ampères;
G é a irradiância incidente sobre o módulo.
2.6.2 Influência da temperatura
A célula fotovoltaica tem sua operação afetada pela variação da irradiação solar e pelo aumento de temperatura ambiente, tendo seu desempenho reduzido. A tensão de cada célula fotovoltaica é reduzida pelo aumento da temperatura enquanto a variação de corrente é desprezível (PINHO, GALDINO, 2014). A Figura 13 apresenta a influência da temperatura nas curvas I-V, variando de 0 ºC até 100 ºC a variação de tensão é de até 45,65%.
Figura 13. Influência da temperatura sobre células fotovoltaicas.
Fonte: Pinho e Galdino (2014).
Segundo Pinho e Galdino (2014), os módulos de silício amorfo sofrem menor influência da temperatura sobre a potência de pico.
2.6.3 Influência do sombreamento e sujeira
Sistemas fotovoltaicos são projetados em uma inclinação mínima de 10º para que a água da chuva limpe os painéis, porém em sistemas instalados em áreas com grande poluição, ou regiões de clima seco, ocorre maior deposição de sujeira nos módulos fotovoltaicos, nestes casos limpezas regulares são recomendadas (DGS, 2013).
Em sistemas que estejam sujeitos a sombreamento, quando uma célula recebe mais radiação solar do que outra, a corrente de saída será limitada em conexões série pelo módulo que está sombreado. Módulos sombreados parcialmente correm risco de danos, porque a potência elétrica gerada que não é entregue, precisa necessariamente ser dissipada. Nesses casos pode ocorrer o fenômeno do “ponto quente”, capaz de danificar o vidro e até atingir o ponto de fusão dos polímeros e dos metais componentes do módulo (PINHO; GALDINO, 2014).
O módulo pode ser protegido da ocorrência dos pontos quentes pela utilização de diodos de desvio, que permitem a passagem de corrente por um caminho
alternativo, limitando a dissipação de potência nas células sombreadas e diminuindo as perdas de energia (PINHO; GALDINO, 2014).
A Figura 14 representa a curva I-V com efeito do sombreamento parcial em 4 módulos conectados em série, que recebe apenas 50% da irradiância original.
Figura 14. Efeito do sombreamento parcial na curva I-V.
Fonte: Pinho e Galdino (2014).