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Um tema recorrente nos grupos da energia solar é o sobrecarregamento de inversores, com as três principais dúvidas

• Qual é o percentual máximo permitido, pelos parâmetros técnicos?
• Vale a pena, em termos energéticos e financeiros?
• A vida útil do inversor será reduzido?

Vamos esclarecer essas dúvidas a seguir.

O que é sobrecarregamento

Sobrecarregamento (também chamado de oversizing ou sobredimensionamento) ocorre quando a potência do arranjo fotovoltaica é superior à do inversor. A medida é definida como Fator de Dimensionamento (FDI), e sobredimensionamento corresponde a um FDI acima de 100%.

Cuidado: muitas pessoas usam a fórmula na forma inversa, portanto tome cuidado quando você discute o assunto com terceiros.

O que ocorre com sobrecarregamento - o efeito clipping?

A potência gerada pelos módulos depende da irradiância recebida num determinado instante, reduzida pelas perdas relacionadas ao aquecimento dos módulos. Enquanto a potência gerada pelo conjunto fotovoltaico está inferior à potência máxima do inversor, então este consegue repassar toda a energia e injetá-la na rede elétrica.

Quando o inversor chega ao seu limite máximo, ele ativa a proteção interna e limita sua potência de saída para evitar danos por superaquecimento. Tecnicamente, o MPPT do inversor sai do ponto de máxima potência (PMP), aumentando a tensão até encontrar um ponto de trabalho dentro do limite.

O efeito de corte da potência é chamado de clipping. No gráfico ao lado, desenhamos a curva da geração num dia de sol pleno. A curva azul continuaria no traçado vermelho, mas é cortada justamente na potência máxima do inversor, em 5.000W.

Como consequência, há perda de energia, representada na imagem pela área marrom.

Nem sempre há perdas

É importante entender que o clipping ocorre em horas ou momentos com alta irradiância. Em momentos com nuvens, ou em dias com menos irradiação, como nos meses de inverno, pode ocorrer nenhum ou pouco clipping.

O gráfico ao lado mostra um dia desses, parcialmente nublado, com um pico de geração encostando na potência máxima do inversor.

Este fato evidencia que não é simples prever as perdas causadas pelo sobrecarregamento.

Estudo de casos

Simulamos três sistemas com fator de dimensionamento diferentes, cada um com dados climáticos de São Paulo e Salvador para analisar a diferença na geração energética e no resultado financeiro.

Usamos, em todos os casos, o mesmo inversor PHB-75MT, com potência de 75kW, e modificamos o número de módulos para simular um FDI de 121%, 138% e 164%, respectivamente. Todos os projetos estão compatíveis com os parâmetros elétricos do inversor.

Usamos um valor turn-key do projeto compatível com estudos sobre o mercado brasileiro. O valor por potência é descrescente, já que o valor do inversor continua igual nos três projetos.

Simulamos os casos no software PV*SOL, e usamos dados meteorológicos em intervalos de minutos. Este detalhe é muito importante, já que a simulação em valores de horas esconde muitos eventos de clipping por passagem de nuvens.

Perdas em diferentes locais e fatores de dimensionamento

O gráfico ao lado compara as perdas por clipping nos seis casos simulados. Algumas evidências saltam aos olhos, todas coincidentes com nossas expectativas:

• Com o aumento do sobrecarregamento crescem também as perdas por clipping;
• Com um FDI de 121% há pouca diferença entre as duas cidades analisadas;
• As perdas no clima de Salvador são mais acentuadas do que no clima de São Paulo, na medida que a sobrecarga cresce;

Vale a pena? Os resultados financeiros

A resposta à pergunta "vale a pena?" é financeira. O parâmetro que melhor embasa a decisão é a Taxa Interna de Retorno (TIR). Ela representa os juros anuais que o projeto fotovoltaico paga ao proprietário e permite comparar o investimento neste projeto com aplicações no mercado financeiro (CDB, juros fixos etc.).

O estudo financeiros dos seis casos traz um resultado que difere do energético:

• Dos três casos estudados em São Paulo, aquele com FDI de 138% traz o melhor retorno, porque a economia em equipamento é maior do que as perdas energéticas;
• Já em Salvador, a comparação entre os três casos favorece aquele com o menor FDI: no clima ensolarado, as perdas energéticas superam a economia no projeto.

O estudo precisa ser feito individualmente para cada caso

Podemos extrapolar os resultados destes estudos para outros projetos? Infelizmente, não.

A simulação, quando feita por um software profissional, leva em consideração uma série de detalhes que podem impactar fortemente os resultados:

• Local da instalação com seus dados climáticos ao longo do ano: o clipping ocorre em momentos com alta irradiância, e a mesma média anual pode apresentar uma distribuição da irradiação completamente diferente;
• Orientação e inclinação dos módulos;
• Sombreamento: este efeito exige também uma simulação em intervalos de minutos, quando não for restrito apenas às horas marginais do dia;
• Equipamento: cada módulo tem um comportamento diferente em relação à temperatura e baixa irradiação. E cada inversor apresenta uma curva da eficiência conforme potência aplicada e tensão na entrada;
• Custos e tarifas: o valor do sistema instalado varia regionalmente, e a tarifa também, que representa o benefício.

Razões para fazer sobrecarregamento

Há várias razões que tornam o sobrecarregamento interessante:

• Preço: reduzir a potência do inversor torna o sistema total mais barato na hora da compra;
• Potência: os casos estudados acima são exemplos típicos para projetos na categoria microgeração, que goza de procedimentos mais simples do que a minigeração. Além disso, é uma opção interessante para encaixar o cliente na tarifação "optante B".
  Em projetos de minigeração, o sobrecarregamento pode ser interessante para gerar mais energia sem precisar aumentar a demanda contratada ou executar obras na conexão à rede da concessionária.
• Expansão: Muitos sistemas existentes permitem acrescentar módulos adicionais sem troca do inversor, tornando a expansão muito barata.
  Assista aos webinares sobre mistura de diferentes módulos no mesmo sistema.

A vida útil do inversor será reduzida?

Esta pergunta não tem uma resposta tão clara.O fabricante do inversor oferece uma garantia que é vinculada ao respeito dos limites técnicos publicados no manual. O prazo mais comum são 5 anos. Na prática, no entanto, calculamos frequentemente com uma suposição mais otimista, partindo de uma vida útil de 10 a 12 anos.

Quando projetamos que o inversor vai trabalhar frequentemente na potência máxima, então devemos usar uma premissa mais conservadora no cálculo econômico e prever a troca do inversor logo após o vencimento da garantia. Podemos, também, contratar uma garantia estendida para 10 anos ou mais, repassando assim o risco de falhar precoce ao fornecedor.

Cuidados ao dimensionar o conjunto

Ao ultrapassar limites de entrada informados na ficha técnica do inversor, os efeitos são diferentes:

1. Potência: em certos momentos ocorre clipping que causa perdas energéticas;
2. Corrente: em certos momentos ocorre clipping que causa perdas energéticas;
3. Tensão PMP mínima e máxima: em certos momentos, o inversor não consegue acompanhar as tensões ideais do arranjo fotovoltaico, o que causa perdas energéticas;
4. Tensão máxima: o arranjo fotovoltaico produz a maior tensão em dias muito frias com alta irradiância. Se esta for ultrapassar o limite permitido pelo inversor, então há risco de queima de componentes.

Em relação aos primeiros quatro parâmetros, o efeito é financeiro e simulado no software. Solicite ao fornecedor confirmar que sua configuração é válida dentro da garantia, por escrito.

No quinto caso, pode ocorrer perda de equipamento não coberto pela garantia. Portanto calcule bem a tensão máxima na temperatura mínima do local da instalação para evitar esse risco!

Como proceder para elaborar o projeto

Recomendamos elaborar o projeto nas seguintes etapas:

1. Analise restrições técnicas e financeiras: o limite da potência permitida no local é um forte indicador de que sobrecarregamento possa ser interessante. No entanto, não adianta avaliar variantes fora dos limites financeiros do cliente;
2. Elabore o projeto preliminar com diferentes variantes, considerando uma variação do número de módulos, diferentes modelos de inversores e um layout diferente dos módulos;
3. Simule as variantes com um software que calcula todos os detalhes: a decisão deve ser tomada com base em números sólidos. Planilhas, aplicativos gratuitos ou softwares que trabalham com médias mensais certamente não trarão resultados significativos;
4. Inclua diversos aspectos econômicos: além do retorno financeiro, a energia solar traz também previsibilidade. Quem gera sua própria energia está menos sujeito a aumentos repentinos da tarifa, como ocorre sempre em crises energéticas. Para empresas eletrointensivas, é um aspecto fundamental que pode até ser mais importante do que o retorno sobre o investimento.

Qual software usar para simular os casos?

Usamos o software PV*SOL nas análises apresentadas acima e o recomendamos para projetos em geração distribuída. Ele é completo em termos técnicos e com seus parâmetros financeiros, oferece um cálculo confiável e ainda é fácil de usar.

No Brasil, são centenas de empresas que confiam no PV*SOL. Você pode baixar a versão teste gratuita para iniciar as primeiras análises.

Para projetos de geração centralizada, recomendamos o software PVsyst, que oferece parâmetros específicos para este nicho de mercado.

Quer saber mais?

Assista ao webinar que gravamos sobre o assunto, em parceria com a PHB que complementou com seu ponto de vista de fornecedor de inversores: