Frequently, PV systems are affected by dirt, dust or shadowing from surrounding elements, such as trees and buildings. The shadows can cause partial shading conditions, when the irradiance is not uniform on PV installation, which lead to losses of power. Thus, the shadow prediction is primordial for a better output power estimation and to minimize its losses. The aim of this article is to propose a methodology using intuitive and available tools for shading prediction and losses assessment on PV installations. A study about the shadow pattern and module orientation (portrait and landscape) influence and an analysis of the shading losses on a PV plant were performed in order to demonstrate the applicability of the methodology. The shading effect is drastic when the shading is parallel to the short edge, whereas the effect is lower when it is parallel to the long edge. On the other hand, the losses due to shading and the difference in the position of the modules (landscape or portrait) have a lower impact on the photovoltaic plant case. It was concluded that the methodology is feasible and applicable for shading impact evaluation, despite limitations for large systems due to the simulation time.

No abstract

Software for simulation of photovoltaic (PV) systems is widely used for dimensioning and forecasting electrical production. A factor of losses in PV installations is the partial shading caused by surrounding elements, and these software allow the user to estimate this effect. However, the accuracy of these simulated results for shaded PV systems is not widely studied. The purpose of this article is to investigate the accuracy and quantify the differences between simulated and measured data of partially shaded PV systems, obtained with the widely used tools SAM and PVSyst. Measured data from a PV installation were compared to results from simulations performed using the different shading calculation options available in both tools. The simulated outputs were both underestimated and overestimated in the shading situations. This variation was related to the use of an hourly fraction of shading and, in the case of SAM, due to the limitations of the 3D tools available for representation. Another source of differences between simulated and measured values was the use of uniform shading factors for diffuse and albedo. In addition, the simplification of the 3D model had a significant impact on the predicted energy, mainly on cloudy days. Both software overestimated the electricity production for the entire measurement period, reaching differences between the predicted and the measured energy varying from 9% to 24%. Shaded PV systems must be carefully analyzed, and the simulated results may differ from the measured values, which may even influence the decision on the feasibility of an installation.

O uso eficiente e racional de energia pode ser promovido através de melhorias construtivas na envoltória de edificações e utilização de equipamentos mais eficientes. Com base nessa diretriz, o objetivo deste trabalho foi avaliar o impacto no consumo energético de medidas de melhoria no desempenho térmico da envoltória de uma edificação localizada em Porto Alegre (RS, Brasil). Foi realizada uma simulação anual de desempenho energético utilizando os programas computacionais SketchUp e EnergyPlus. A edificação projetada seguindo as práticas comuns serviu de base comparativa para a análise da adição de medidas de eficiência na envoltória. Verificou-se que paredes duplas, telhado branco e vidros duplos foram as medidas que tiveram menor impacto na redução do consumo. A aplicação de isolante térmico no forro e nas paredes contribuiu para uma redução de 33,1% e 22,2%, respectivamente, no consumo de climatização. A simulação de um caso ótimo resultou em uma redução de 60,7% no consumo anual de climatização. Portanto, a adição de medidas de isolamento na envoltória de uma edificação tem resultados significativos na redução do consumo energético, o que deveria pautar o desenvolvimento de políticas públicas que incentivem e promovam a aplicação dessas medidas.

Sistemas fotovoltaicos (FV) urbanos possuem, geralmente, muitos elementos no entorno, como construções vizinhas e vegetação, que podem causar sombreamento parcial na instalação FV. Em geral, não são estudados detalhadamente os efeitos desse tipo de sombreamento. Nesse contexto, o objetivo deste trabalho foi realizar uma análise detalhada dos efeitos do sombreamento parcial em um sistema FV instalado em Porto Alegre. Foram analisadas a potência e a tensão do sistema FV ao longo de um dia, utilizando fotos das sombras tiradas no local e a previsão de sombras de um modelo do SketchUp. Também foram simuladas curvas I-V utilizando dados de radiação solar e temperatura medidos. Foram analisadas as tensões individuais dos módulos FV ao longo de outro dia. Ao longo de um dia, foram verificadas reduções de potência durante a tarde (período do dia com sombreamento), que foram relacionadas a aumentos de tensão dos módulos. Assim que a sombra atingia um submódulo, o ponto de potência máxima (PPM) se deslocava para uma tensão menor, e o seguidor do ponto de potência máxima (SPPM) do inversor aumentava a tensão até um máximo e depois reduzia para tentar encontrar esse novo ponto. Após as 15h, a tensão do PPM ficou fora da faixa de operação do SPPM, e o sistema não era mais polarizado no PPM. A análise das tensões individuais confirmou esse comportamento. Cada vez que um submódulo era sombreado, a tensão de todos aumentava e depois reduzia. Então o submódulo sombreado era inversamente polarizado, de maneira que o diodo de desvio passava a conduzir corrente elétrica. As perdas por sombreamento poderiam ser reduzidas com o uso de um inversor com operação em tensões menores ou micro inversores neste caso estudado. Os efeitos de sombreamento abordados detalhadamente podem contribuir para um melhor entendimento do comportamento de outros casos de sombreamento parcial.

Com a demanda por energia elétrica crescendo, a migração para fontes renováveis é uma realidade. Na geração distribuída, os sistemas fotovoltaicos são uma alternativa renovável e sustentável às principais fontes de energia para gerar eletricidade. Monitorar um sistema fotovoltaico ao longo do tempo de operação garante o seu bom desempenho. Para isso, são necessários dados de radiação solar e temperatura medidos no local da instalação ou a utilização de bancos de dados de estações solarimétricas. Porém, ainda não são amplamente conhecidas as diferenças entre os resultados simulados com bancos de dados e com dados medidos no local da instalação, que seria o caso ideal sob o ponto de vista técnico. O objetivo deste estudo foi verificar a viabilidade do monitoramento de desempenho de um sistema fotovoltaico de 2,5 kWp localizado na cidade de Porto Alegre - Brasil fazendo uso da ferramenta de modelagem System Advisor Model (SAM) e um banco de dados público. Foram comparados os resultados de simulação utilizando dados fornecidos por uma estação do Instituto Nacional de Meteorologia (INMET) com os resultados obtidos com dados medidos no local do sistema fotovoltaico. Foram verificadas diferenças entre a radiação solar medida no local e a do banco de dados do INMET, sendo que a diferença na radiação acumulada foi de 9,2 % para todo o período analisado. Ao comparar a energia em corrente alternada medida e a simulada utilizando os dados de radiação e temperatura medidos no local para o horário sem sombreamento, verificou-se que a diferença entre os resultados foi de 0,5 %. Com o uso do arquivo climático do INMET, as diferenças mensais variaram em torno de -6 % a 14 % e a diferença em energia acumulada para todo o período de medição foi de 2,5 %. Os resultados mostraram que o uso de uma base de dados medidos por uma estação solarimétrica pública próxima ao local, no caso distante aproximadamente 6 km da instalação, é viável para o monitoramento de sistemas fotovoltaicos, uma vez que as diferenças encontradas não foram significativas. Este monitoramento pode identificar falhas no sistema e perda de desempenho ao longo do tempo.