ANÁLISE DO DESEMPENHO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO COM RASTREAMENTO DE EIXO ÚNICO
DOI:
https://doi.org/10.59627/cbens.2022.1187Palavras-chave:
Performance, Rastreador Solar, Energia SolarResumo
Atualmente, os rastreadores solares têm sido uma presença constante em usinas fotovoltaicas (FV) de médio e grande porte, devido ao aumento no fator de capacidade proporcionado pelo seu uso, o que acarreta também no aumento da viabilidade econômica de projetos FV em geral. Estudos mostram que sistemas com rastreamento apresentam custos nivelado de energia (LCOE) menores se comparados com sistemas fixos. Assim, dos diversos tipos de rastreadores, os mais empregados no mercado têm sido os de eixo único horizontais com eixo de rotação na direção Norte-Sul (N-S) por terem justamente menor LCOE. Nesse contexto, o trabalho aqui proposto tem por meta, a partir de simulações, analisar como os parâmetros de desenho de um sistema fotovoltaico de 7,04 kWp com rastreamento de 1 eixo horizontal N-S podem afetar as métricas de performance energética. Os parâmetros de desenho analisados serão o uso do rastreamento em comparação a um sistema fixo, o ângulo de abertura do rastreador (variação angular correspondente ao movimento de rastreio), o distanciamento entre fileiras de módulos e a utilização de backtracking. A análise levará em conta os valores da energia CA (ECA) injetada na rede, da produtividade (YF, final yield, em inglês) e do fator de capacidade como métricas utilizadas para comparação da performance energética entre sistemas fotovoltaicos com diferentes tecnologias. Em termos anuais, o aumento energético foi da ordem de 18% em relação a um sistema fixo inclinado a 10° voltado para o norte. O YF cresce até um ângulo de abertura de 110°; enquanto a distância entre fileiras de 10 m apresentou maior ECA. Por último, verificou-se que a utilização de backtracking não trouxe benefícios significativos.
Downloads
Referências
Afanasyeva, S., Bogdanov, D., Breyer, C., 2018. Relevance of PV with single-axis tracking for energy scenarios. Solar Energy, v. 173, p. 173-191.
Bahrami, A., Okoye, C. O., 2018. The performance and ranking pattern of PV systems incorporated with solar trackers in the northern hemisphere. Renewable and Sustainable Energy Reviews, v. 97, p. 138-151.
EPE, 2018. Projetos Fotovoltaicos nos leilões de energia- características dos empreendimentos participantes nos leilões de 2013 a 2018. Empresa de Pesquisa Energética. Disponível em <https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes- dados-abertos/publicacoes/publicacoesarquivos/publicacao-110/topico-418/epe-dee-nt-091_2018-r0.pdf >. Acesso em nov/2021.
Erbs, D. G., Klein, S. A., Duffie, J. A., 1982. Estimation of the diffuse radiation fraction for hourly, daily and monthly- average global radiation. Solar Energy, v. 28, n. 4, p. 293–302.
Fraidenraich, N., Barbosa, E., 1999. Experimental performance of a PV V-trough system. Proceedings of ISES 1999 Solar World Congress, Jerusalem, Israel.
Gilman, P., 2015). SAM photovoltaic model technical reference. National Renewable Energy Lab. (NREL), Golden, CO, United States.
Hay, J. E.; Davies, J. A., 1980. Calculation of the Solar Radiation Incident on an Inclined Surface, p. 59-72. Proceedings of the First Canadian Solar Radiation Data Workshop. Ministry of Supply and Services, Toronto.
Hofmann, M., Seckmeyer, G., 2017. A new model for estimating the diffuse fraction of solar irradiance for photovoltaic system simulations. Energies, v. 10, n. 2, p. 248.
International Electrotechnical Commission, 1998. Photovoltaic system performance monitoring – Guidelines for measurement, data exchange and analysis. IEC 61724:1998.
Ineichen, P., Perez, R. R., Seal, R. D., Maxwell, E. L., Zalenka, A. J. A. T., 1992. Dynamic global-to-direct irradiance conversion models. ASHRAE transactions, v. 98, n. 1, p. 354-369.
Klucher, T. M., 1979. Evaluation of models to predict insolation on tilted surfaces. Solar Energy, v. 23, n. 2, p. 111–114. Liu, B. Y. H., Jordan, R. C., 1962. Daily insolation on surfaces tilted toward the equator. ASRHAE J., v. 3, n. 10, p. 53. Orgill, J. F., Hollands, K. G. T., 1976. Correlation equation for hourly diffuse radiation on a horizontal surface. Solar
Energy, v. 19, n. 4, p. 357–359.
Perez, R., Ineichen, P., Seals, R., Michalsky, J., Stewart, R., 1990.. Modeling daylight availability and irradiance components from direct and global irradiance. Solar Energy, v. 44, n. 5, p. 271-289.
PVsyst, 2021a. Disponível em: <https://www.pvsyst.com/>. Acesso em 06 dez. 2021.
PVsyst, 2021b. Backtracking performance compared with no backtracking. Disponível em:
<https://www.pvsyst.com/help/backtracking_performance.htm>. Acesso em 14 dez. 2021.
PV*SOL, 2021. Disponível em: <https://valentin-software.com/en/products/pvsol-premium/>. Acesso em 06 dez. 2021. Reise, C., Müller, B., Moser, D., Belluardo, G., Ingenhoven, P., 2018. Uncertainties in PV System Yield Predictions and
Assessments. IEA-PVPS, Report IEA-PVPS T13-12.
Rabl, A.; Oxford, N. Y. Active Solar Collectors and Their Applications. 1. ed. New York: Oxford University Press, Inc, 1985.
Reindl, D. T., Beckman, W. A.; Duffie, J. A., 1990. Evaluation of Hourly Tilted Surface Radiation Models. Solar Energy, v. 45, n. 1, p. 9–17.
Rodríguez-Gallegos, C. D., Liu, H., Gandhi, O., Singh, J. P., Krishnamurthy, V., Kumar, A., Stein, J. S., Wang, S., Li, L., Reindl, T., Peters, I. M., 2020. Global techno-economic performance of bifacial and tracking photovoltaic systems. Joule, v. 4, n. 7, p. 1514-1541.
Sá Campos, M. H., Tiba, C., 2021. npTrack: A n-Position Single Axis Solar Tracker Model for Optimized Energy Collection. Energies, v. 14, n. 4, p. 925.
Silva, M., Castro, R., Batalha, M., 2020. Technical and Economic Optimal Solutions for Utility-Scale Solar Photovoltaic Parks. Electronics, v. 9, n. 3, p. 400.
Vilela, O. C., Fraidenraich, N., Tiba, C., 2003. Photovoltaic pumping systems driven by tracking collectors. Experiments and simulation. Solar Energy, v. 74, n. 1, p. 45-52.
