ABSTRACT
INTRODUÇÃO
Tecnologia bifacial
GANHO BIFACIAL
OPTIMIZAÇÃO DA ENERGIA GERADA PELA PARTE DE TRÁS: RASTREIO BIFACIAL
PARÂMETROS BIFACIAIS
Albedo
Sombreamento, pontos quentes e perdas de energia
Temperatura do módulo
Altura do módulo
Distância entre batedores ou pitch (GCR)
BITEC: COMPREENDER E COMPARAR A PRODUÇÃO DE ENERGIA DOS MÓDULOS BIFACIAIS EM SEGUIDORES
1P Seguidores Solares vs. 2P Seguidores Solares
Simulações BiTEC: ganho bifacial e ganho financeiro
Ganho Bifacial em saibro (albedo: 32%)
OPTIMIZAÇÃO DO RASTREADOR PARA MÓDULOS BIFACIAIS
CONCLUSÕES E PRÓXIMOS DESAFIOS
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
+2.4%
ganho bifacial
em comparação com seguidores no 1P
+19.2%
ganho bifacial
sob alto albedo
+11.9%
ganho bifacial
sob albedo médio,
o que equivale a
quase 3,5 milhões de dólares
+8%
projectos VAL estimados
Os dados iniciais do BiTEC mostram que os módulos PV bifaciais individuais num rastreador bifacial SF7 têm 2,4% de Ganho Bifacial superior ao dos mesmos módulos bifaciais em rastreadores com módulos em configuração de um em retrato.
Os dados do BiTEC indicam que os módulos bifaciais individuais num rastreador solar bifacial SF7 têm até 19,2% de Ganho Bifacial em condições de alto albedo. Com albedo médio, o Ganho Bifacial de um módulo individual num rastreador solar bifacial SF7 atingiu o 11.9%.
Num cenário de projecto hipotético, estimamos que a utilização de seguidores solares bifaciais SF7 resulta num aumento de 11,9% na produção de energia em comparação com o mesmo projecto, utilizando módulos monofaciais em seguidores de configuração dois em dois retratos. O aumento do valor actual líquido do projecto, é estimado em cerca de 8%.
ABSTRACT
Este livro branco apresenta um resumo dos resultados obtidos de Setembro a Novembro de 2018 no Centro de Avaliação de Rastreio Bifacial da Soltec (BiTEC) em Livermore, Califórnia, EUA. O BiTEC estudou o Ganho Bifacial dos módulos PV implantados nas duas configurações de seguidores mais comuns no mercado actual: 1 em Retrato (1P) e 2 em Retrato (2P). Os resultados iniciais mostram que os módulos individuais implantados em SF7 Bifacial tracker em configuração 2P apresentam um Ganho Bifacial que é 2,4% superior ao dos mesmos módulos em configuração 1P.
Este livro branco discute os dados recolhidos pela BiTEC para fundamentar o Ganho Bifacial mais elevado. O aumento do Ganho Bifacial é aplicado a um projecto solar hipotético de 65 MWp e produz uma melhoria no valor actual líquido do projecto de 1 US$ Milhões.
A Black & Veatch Management Consulting LLC (Black & Veatch) analisou os dados e técnicas de medição utilizados para produzir as Tabelas Técnicas (1 a 6) e acredita que a metodologia é consistente com as práticas aceites da indústria*.
Palavras-chave
SF7, BiTEC, Albedo, Ganho bifacial, Bifacilidade, Rastreador de eixo único, Monofacial, Fotovoltaico, Instalação solar em grande escala, Razão bifacial, Irradiação, Radiações difusas, Radiação, Centro de Avaliação de Rastreadores Bifaciais, Diagrama Sankey, Energia, Módulo solar, NREL, Black&Veatch, PRTR, Solar canadiano, Hanwha Q CELLS, JinkoSolar, LG, LONGi, REC, Soltec
INTRODUÇÃO
A elevada produção de energia dos módulos bifaciais revolucionou a arena da energia solar. No entanto, nem todas as revoluções implicam grandes acontecimentos que alteram e abalam as fundações. Algumas revoluções são subtis, aparentemente pequenas e, por vezes, difíceis de perceber e lentas na sua implementação. No entanto, os seus efeitos podem ser esmagadores.
É exactamente assim que a tecnologia bifacial está a ter impacto na concepção de estruturas fixas de inclinação e seguimento PV, bem como na concepção de centrais fotovoltaicas. As características que são consideradas negligenciáveis na concepção de centrais fotovoltaicas que utilizam módulos monofaciais são relevantes quando se utilizam módulos bifaciais. A consideração apropriada de tais características na concepção de plantas pode traduzir-se em milhões de dólares.
Os sistemas de monitorização solar para módulos monofaciais são concebidos para maximizar a irradiação solar no lado frontal dos módulos e, por conseguinte, a saída de energia dos módulos. No entanto, os desenhos de plantas bifaciais esforçam-se por optimizar a produção de energia tanto do lado da frente como do lado de trás de um módulo. Isto requer a utilização de estruturas de rastreio optimizadas para módulos bifaciais.
Tecnologia bifacial
A tecnologia do módulo bifacial não é nova. As primeiras células bifaciais à escala laboratorial datam dos anos 60. A tecnologia foi comercializada pela primeira vez pela Isofotón, uma empresa espanhola, em 1981. Nos anos 90, a cidade suíça de Zurique instalou barreiras sonoras compostas por módulos bifaciais numa matriz vertical (90 graus).
A implantação generalizada de módulos bifaciais não começou até aos anos 2010. A gigante empresa italiana Enel Green Power encomendou em 2016 uma das primeiras instalações fotovoltaicas de grande escala utilizando tecnologia bifacial. Esta central fornece energia ao Observatório La Silla (Chile) e utiliza seguidores SF Utility trackers especificamente concebidos pela Soltec para maximizar a saída de energia da parte de trás dos módulos. Os seguidores estão situados sobre pedra calcária e as medições mostraram um módulo Bifacial Ganho de 13% [1].
GANHO BIFACIAL
A potência produzida por um módulo bifacial pode ser expressa como a soma da energia gerada pelos lados frontal e posterior do módulo:
Ebifacial= Efrente+ Etraseiro
Esta fórmula aparentemente simples tem intrigado a indústria fotovoltaica durante anos. A razão é simples. Nos módulos monofaciais tradicionais, o lado frontal do módulo é responsável por toda a sua produção de energia. Esta saída de energia pode ser modelada com precisão. Nos módulos bifaciais, a saída de energia também depende da irradiação que afecta a parte de trás do módulo. Os modelos actuais de previsão de energia podem não fornecer resultados precisos para a energia gerada para a parte de trás de um módulo.
Algumas ferramentas de previsão de energia estimam a saída de energia do módulo do lado de trás como uma percentagem da saída de energia do módulo do lado da frente. Estas ferramentas utilizam o conceito de "Ganho Bifacial" para indicar a energia gerada pelo lado posterior do módulo (Etraseiro) como uma fracção da energia produzida pela parte frontal do módulo (Efrente).
Para compreender o Ganho Bifacial, temos de considerar que (1) a luz solar que atinge o lado posterior de um módulo se comporta de forma diferente da luz solar que atinge o lado frontal e que (2) a eficiência de conversão de potência do lado posterior é diferente da do lado frontal. Assim, são introduzidos dois novos conceitos:
- Razão bifacial, definida como a razão da irradiação que atinge o lado posterior de um módulo (Gtraseiro) para a irradiação que atinge o lado frontal (Gfrente).
- Módulo Bifacialidade, que é a relação entre as eficiências de conversão de energia dos lados posterior e frontal de um módulo.
Ganho Bifacial = E relação Bifacial posterior / E relação Bifacial anterior = Gtraseiro / Gfrente
Bifacialidade = Ganho Bifacial / Razão Bifacial
Usando estas definições, a energia gerada por ambos os lados de um módulo (Ebifacial), está relacionada com a energia gerada pelo lado frontal de um módulo (Emonofacial), como se segue:
Ebifacial = Emonofacial x (1 + Ganho Bifacial)
Ebifacial = Emonofacial x (1 + Rácio Bifacial x bifacialidade)
É importante considerar que a Bifacialidade é uma propriedade inerente ao módulo, enquanto que a relação bifacial depende directamente da irradiação nos lados posterior e frontal de um módulo. Isto significa que o Ganho Bifacial de um módulo pode aumentar ao posicionar o módulo de forma a maximizar a irradiação no lado posterior do módulo. A tabela 1 mostra como a fórmula anterior pode ser utilizada para estimar o Ganho Bifacial para módulos com diferentes Bifacialidades. A tabela 1 utiliza os valores da razão bifacial medidos no BiTEC para dois albedos diferentes.
| Albedo | Relação Bifacial | Módulo Bifacialidade (p.u.) | Ganho Bifacial (Estimativa, %) |
| 19% | 10% | 0.75 | 7.5 |
| 0.80 | 8.0 | ||
| 0.85 | 8.5 | ||
| 63% | 24% | 0.75 | 18.0 |
| 0.80 | 19.2 | ||
| 0.85 | 20.4 |
Ganho Bifacial estimado para módulos com diferentes Bifacialidades em função da relação bifacial medida. Fonte: BiTEC
OPTIMIZAÇÃO DA ENERGIA GERADA PELA PARTE DE TRÁS: RASTREIO BIFACIAL
Para maximizar a saída de energia da parte traseira de um módulo localizado numa central fotovoltaica, precisamos de compreender os factores que podem aumentar a irradiação que atinge a parte traseira do módulo. Como mostra a figura 1, Grear é composto de (1) irradiação difusa, presente na atmosfera, e (2) irradiação reflectida do solo ou outras superfícies.
Figura 1. representação gráfica da irradiação numa planta bifacial. Fonte: Soltec
Gtraseiro = Gdifuso + Greflectido (albedo)
A proporção de irradiação incidente que é reflectida por uma superfície é conhecida como o albedo da superfície.
O problema é que as ferramentas de previsão de energia que são utilizadas para centrais eléctricas com módulos monofaciais não prevêem adequadamente a energia de saída de uma central eléctrica que utiliza módulos bifaciais. As medições reais da planta devem ser utilizadas para estimar a produção de energia e identificar quais os elementos que afectam a produção de energia no lado posterior do módulo.
Durante a concepção do sistema de rastreio dos módulos bifaciais para o Observatório Europeu do Sul da central fotovoltaica La Silla em 2015, a Soltec realizou uma análise exaustiva dos factores que influenciaram a irradiação que atingiu a parte de trás dos módulos.
Durante a concepção do sistema de rastreio dos módulos bifaciais para o Observatório Europeu do Sul da central fotovoltaica La Silla em 2015, a Soltec realizou uma análise exaustiva dos factores que influenciaram a irradiação que atingiu a parte de trás dos módulos. Os factores chave foram: (1) albedo, (2) distância entre as linhas do módulo (pitch), (3) altura do módulo e (4) o sombreamento criado pelo tubo de torque-tubo e outros elementos da estrutura do seguidor na parte traseira do módulo. A figura 2 ilustra a influência positiva e negativa destes factores no Ganho Bifacial, associados aos elementos de instalação.
Figura 2: Parâmetros que influenciam o Ganho Bifacial. Fonte: in-house
Com o objectivo de analisar estes factores e criar modelos que possam prever a produção de energia de qualquer central eléctrica bifacial, a Soltec criou em 2018 o Centro de Avaliação de Rastreio Bifacial (BiTEC) localizado em Livermore, Califórnia (EUA), que é mostrado na Figura 3.
Figura 3. Centro de Avaliação de Rastreio Bifacial, BiTEC. Fonte: Soltec
Este centro de investigação está equipado com 18 seguidores solares capazes de implantar cerca de 300 kWp de módulos. Os seguidores estão localizados em áreas com albedo, pitch e altura diferentes. Os objectivos da Soltec são a expansão da base de conhecimentos sobre o desempenho do rastreador solar bifacial, o aperfeiçoamento da previsão de energia bifacial e um maior desenvolvimento tecnológico do rastreador solar bifacial. Neste empreendimento, a Soltec está a trabalhar com o Laboratório Nacional de Energias Renováveis (NREL), Black & Veatch Corporation, Centro de Testes de Energias Renováveis (RETC), e os principais fabricantes de módulos fotovoltaicos, tais como, Canadian Solar, Hanwha Q CELLS, Jinko Solar, LG, LONGi e REC.
A Black & Veatch Management Consulting LLC (Black & Veatch) analisou os dados e técnicas de medição utilizados para produzir as Tabelas Técnicas (1 a 6) e acredita que a metodologia é consistente com as práticas aceites da indústria*.
PARÂMETROS BIFACIAIS
Albedo
O albedo varia com a cor e as características das superfícies que reflectem a luz na parte de trás de um módulo. Superfícies de cor clara e lisas têm albedos altos que podem levar a uma alta saída de energia da parte de trás de um módulo.
Durante Setembro, Outubro e Novembro de 2018, o BiTEC mediu o albedo para os três tipos de superfícies: solo sazonal, cascalho e uma cobertura branca controlada do solo. O BiTEC também mediu a saída de energia de dois módulos bifaciais Jolywood JW-D72N-355 localizados num rastreador bifacial 2P SF7 para cada condição de albedo com um passo de 10 metros entre os rastreadores.
O BiTEC calculou o rácio da saída de energia de cada módulo para a potência do módulo de pico e refere-se a este rácio como aquela saída de energia normalizada. A saída de energia normalizada dos módulos Jolywood para cada condição de albedo foi dividida pela saída de energia normalizada de um módulo monofacial Jinko JKM320PP-72 que também estava localizado num localizador bifacial 2P SF7. O Ganho Bifacial dos módulos Jolywood para cada condição de albedo foi estimado dividindo a saída de energia normalizada dos módulos Jolywood por aqueles medidos para o módulo monofacial Jinko JKM320PP-72. Os resultados para as diferentes combinações de tom e albedo que aparecem na Tabela 2, sugerem que para um albedo de 38% o Ganho Bifacial estimado pode ser de cerca de 13%.
| Tipos de solo | Albedo (%) | Breu (m) | Ganho Bifacial Estimado (%) |
| Cenário A: Sazonal | 19 | 10 | 7.9 |
| Cenário B: Cascalho | 32 | 10 | 11.9 |
| Cenário C: Branco | 63 | 10 | 19.2 |
| Interpolação | 38 | 10 | 13.3 |
Quadro 2. Ganho Bifacial estimado de módulos Jolywood num seguidor solar Bifacial SF7 com um passo de 10 metros entre seguidores medidos entre Setembro e Novembro de 2018 para diferentes tipos de terreno. Fonte: BiTEC
A Soltec seguiu o mesmo procedimento para estimar o Ganho Bifacial, nos mesmos cenários apresentados no Quadro 2, de dois outros módulos bifaciais comerciais instalados no mesmo seguidor.
Figura 4: Relação entre o albedo e o módulo Ganho Bifacial. Fonte: BiTEC
Todos os três tipos de módulos bifaciais tinham Bifacialidade diferente. O Ganho Bifacial estimado para os três tipos de módulos bifaciais está representado na Figura 4 em função do albedo. A figura 4 confirma que existe uma forte relação entre o Ganho Bifacial estimado e o albedo. Os valores do albedo podem mudar com a estação do ano [2] e são um factor importante na determinação da produção de um sistema PV bifacial.
O BiTEC estimou o Ganho Bifacial de três módulos bifaciais individuais utilizando o método discutido na secção albedo do presente Livro Branco. Cada módulo bifacial era de um fabricante diferente. Os módulos bifaciais foram localizados em seguidores bifaciais SF7 com três valores diferentes de albedo e o mesmo GCR1. Os resultados aparecem no Quadro 3.
| Albedo de Superfície | ||||||
| Módulo | Branco | Cascalho | Sazonal | |||
| GCR | Albedo | GCR | Albedo | GCR | Albedo | |
| 0.4 | 63% | 0.4 | 32% | 0.4 | 19% | |
| Módulo 1 | 19.2% | 11.9% | 7.9% | |||
| Módulo 2 | 17.5% | 9.5% | 6.5% | |||
| Módulo 3 | 14.1% | 6.8% | 5.1% | |||
Tabela 3: Ganho Bifacial Estimado para quatro módulos diferentes e três valores de albedo. Fonte: BiTEC
A figura 5 ilustra a mudança na potência normalizada do módulo durante o dia para dois álbuns diferentes. Como se pode ver, a diferença de potência para os módulos em cada caso é significativa durante as horas de maior produção de energia.
Figura 5. Comparação de curvas de potência diárias para módulos bifaciais num rastreador solar bifacial 2P SF7 para dois cenários de albedo. Fonte: BiTEC. Medido em Setembro de 2018. Jolywood JW-D72N-355 módulos montados em SF7 bifacial tracker. Breu 10m
1GCR é definido como a área coberta por módulos em posição de estiva dividida pela área total do sistema
Sombreamento, pontos quentes e perdas de energia
O sombreamento tem um impacto negativo no desempenho dos módulos PV monofaciais e bifaciais. O sombreamento pode diminuir a produção de energia do módulo e reduzir as receitas de um projecto fotovoltaico. Estudos sugerem que o sombreamento do sistema de fixação do módulo poderia resultar em mais de 20% de perda de irradiação traseira. [3]. Assim, as estruturas utilizadas para apoiar os módulos FV devem ser concebidas para minimizar a presença de objectos que possam lançar sombras sobre os módulos.
Figura 6- Exemplo de sombreamento traseiro em 1P e 2P. 6a) 1 em Retrato 6b) 2 em Retrato SF7 Bifacial Fonte: BiTEC
No caso dos seguidores solares, o tubo de binário é uma fonte importante de sombreamento do módulo, como pode ser observado na Figura 6.a. No entanto, o software de simulação do desempenho da central fotovoltaica, tal como o PVsyst®, não modela as características específicas de um seguidor em particular. PVsyst® assume que os módulos PV são um plano contínuo suspenso no ar (Figura 7.a) sem outros elementos de sombreamento e estima a irradiância na parte de trás dos módulos utilizando um factor de sombreamento traseiro. PVsyst® define o factor de sombreamento traseiro como a percentagem de irradiação na parte de trás de um módulo perdido devido ao sombreamento traseiro. Neste documento, estimamos os factores de sombreamento traseiro executando simulações usando o software NREL Bifacial Radiance 0.2.3 [4] que nos permite calcular os factores de sombreamento para diferentes desenhos de seguidores, comparando a produção de irradiância traseira da modelação abrangente (Figura 7.b) e da modelação simplificada (Figura 7.b). A figura 7 mostra a modelação a nível de detalhe dos rastreadores 1P e 2P realizados por NREL para a Soltec e os resultados. Como mostrado, o factor de sombreamento traseiro para 1P é 4,5%, enquanto que para o rastreador bifacial 2P SF7 optimizado para módulos bifaciais (Figura 6.b), o factor de sombreamento é 0,7%.
Figura 7. comparação do factor de sombreamento para um dia de sol. 7.a) Simplificado modelação. 7.b) Abrangente modelação. As percentagens de irradiação do lado de trás são relativas à irradiação do lado da frente para um dia de sol. Albedo de Solo 28%, GCR1=0.33 Fonte: NREL
A perda de produção do módulo bifacial devido ao sombreamento pelo tubo em rastreadores 1P em cenários de alto albedo pode atingir 0,8% de energia total (tanto do lado da frente como do lado de trás). A perda de produção bifacial num rastreador bifacial SF7 é de 0,1%.
Além disso, o sombreamento do módulo causado pelo tubo torque-tubo no caso de seguidores 1P, leva a uma irradiância diferente em toda a superfície do módulo. A literatura relata que a irradiação não-uniforme pode levar ao aquecimento não-uniforme do módulo [5]. O aquecimento não uniforme é conhecido por contribuir para a perda de potência do módulo.
Para ilustrar as áreas de irradiância diferente num módulo bifacial montado num rastreador 1P, fizemos um curto-circuito ao módulo para realçar as diferenças de temperatura entre as áreas com irradiância diferente e observámos a imagem infravermelha (IR) do módulo. A figura 8 mostra que as áreas mais quentes, que são as áreas com menor irradiação, estão localizadas sobre o tubo de binário do seguidor.
Figura 8. imagem de infravermelhos de um módulo em curto-circuito num rastreador 1P. Fonte: BiTEC
Estacas de rastreio ou cabeamento de módulos são outros elementos que podem sombrear o lado posterior dos módulos num rastreador. Um rastreador concebido para optimizar a saída de energia dos módulos bifaciais deve utilizar o menor número possível de pilhas e esquemas de cablagem que não escureçam a parte traseira dos módulos. A figura 9 ilustra a cablagem do seguidor Bifacial StringRunner SF7 da Soltec que permite a inserção de cabos no interior do tubo de binário do seguidor, reduzindo assim o sombreamento dos cabos.
Figura 9. o StringRunnerTM do seguidor solar SF7 da Soltec permite a inserção de cabos no interior do tubo de binário. Fonte: Soltec
Temperatura do módulo
A saída de energia de uma célula fotovoltaica diminui a uma temperatura de funcionamento mais elevada. Os módulos bifaciais têm uma corrente operacional mais elevada do que os módulos monofaciais e são propensos a funcionar a temperaturas mais elevadas. As concepções de sistemas que reduzem a temperatura do módulo podem resultar num aumento da saída de energia do sistema. As medições efectuadas no BiTEC mostram que as temperaturas dos módulos de um rastreador 2P tendem a ser inferiores às de um rastreador 1P.
O desenho do SF7 Bifacial tracker permite o fluxo de ar através do tracker e os módulos são geralmente mais altos do que os de um tracker 1P, como indicado na Figura 10. LAs temperaturas de operação do módulo ower resultam numa maior saída de energia do módulo.
Como se vê nas termografias, o módulo superior 2P funciona a uma temperatura de 6 graus Celsius inferior, enquanto que o módulo inferior tem uma diferença de 2 graus em comparação com o módulo 1P. Esta diferença de temperatura deve-se principalmente a (1) uma altura unitária mais elevada e (2) um desenho que favorece o fluxo de ar através do seguidor e o arrefecimento optimizado do módulo em comparação com os seguidores 1P. Esta diferença de temperatura traduz-se num aumento de produção de 1,3%.
Figura 10. representação gráfica de 1P & 2P SF7 bifacial tracker cooling. Fonte: Soltec
Foram obtidas imagens IR de dois módulos montados num seguidor Bifacial 2P SF7 e um módulo montado num seguidor 1P. Ambos os seguidores foram colocados com um GCR de 0,4 e albedo de 63%. A temperatura da superfície para o módulo no rastreador 1P e ambos os módulos no rastreador 2P para cinco datas e horas diferentes são mostrados no Quadro 4. A análise das imagens IR mostrou que o módulo localizado na posição superior 2P era sempre mais fresco do que o módulo na posição inferior 2P por uma média de 6,4°C.
A temperatura média dos módulos no rastreador Bifacial 2P SF7 foi também inferior à temperatura do módulo no rastreador 1P. Estimamos o impacto da temperatura média mais baixa do módulo na saída de potência do módulo utilizando os coeficientes de temperatura de potência dos módulos. Os resultados mostram que para o módulo de temperaturas de funcionamento mostrado na Tabela 3 os módulos no rastreador bifacial 2P SF7 devem produzir 1,3% mais potência do que o módulo no rastreador 1P.
| 1P Rastreador | 2P SF7 Bifacial | 1P Vs. 2P | |||||
| Data (2018) | Hora | Módulo Único T(oC) | Módulo para baixo T (oC) | Módulo acima T (oC) | 2P T | ΔT (oC) | ΔP % |
| 18 de Outubro | 11:01 | 33.0 | 30.8 | 22.0 | 26.4 | 6.6 | 2.4 |
| 22 de Outubro | 15:23 | 36.3 | 34.6 | 30.3 | 32.5 | 3.8 | 1.4 |
| 23 de Outubro | 10:23 | 27.3 | 29.4 | 24.4 | 26.9 | 0.4 | 0.1 |
| 24 de Outubro | 10:53 | 33.0 | 30.5 | 23.7 | 27.1 | 5.9 | 2.2 |
| 25 de Outubro | 15:23 | 40.2 | 41.3 | 37.4 | 39.4 | 0.9 | 0.3 |
| Média | 33.96 | 33.32 | 27.56 | 30.44 | 3.5 | 1.3 | |
Quadro 5. Temperaturas medidas pelo termógrafo do lado frontal do módulo. Fonte: BiTEC Front Side
Altura do módulo
A altura do módulo pode afectar a irradiação na parte de trás de um módulo de três maneiras diferentes.
- Os módulos mais altos fora do solo vêem radiações mais difusas do que os mais próximos do solo. Este efeito pode ser facilmente compreendido ao olhar para a sombra de um objecto à medida que este se afasta do solo. Como mostra a figura 11, a sombra torna-se mais clara à medida que o objecto se move mais alto.
- Os módulos mais altos fora do solo recebem mais radiação reflectida do solo do que aqueles em posições mais baixas, como ilustrado na Figura 12.
- Os módulos superiores tendem a funcionar a temperaturas mais baixas, como discutido acima.
- Estes três efeitos podem levar a uma maior potência de saída dos módulos localizados mais acima do solo do que para os módulos mais próximos do solo.
Vários estudos [5,6] salientaram que à medida que os módulos são mais altos fora do solo, a distribuição da irradiância no lado posterior do módulo é mais uniforme. Este efeito pode ser visto na Figura 13. Uma irradiância mais uniforme contribui para reduzir as perdas de potência entre células.
Figura 11 . A sombra de um objecto torna-se mais clara à medida que o objecto se move mais alto. Fonte: Soltec
Figura 12: Irradiância na parte de trás dos módulos em posições altas e baixas. Fonte: Soltec
Figura 13. nenhuma irradiação de homogeneidade no plano do módulo traseiro a baixa distância. Fonte: Fonte: RWTH Universidade de Aachen - ISC [7]
Figura 14. potência de saída da parte de trás de um módulo bifacial numa estrutura de inclinação fixa em função da altura do módulo fora do solo. Fonte: REC Solar - UNSW [6]
Um estudo de terceiros sobre estruturas fotovoltaicas de inclinação fixa relatou que o Ganho Bifacial de um módulo bifacial atingiu o seu valor mais alto quando o módulo estava localizado 2,5 metros acima do solo [5]. O mesmo estudo indicou que o Ganho Bifacial do módulo não aumentou ainda mais à medida que o módulo se deslocava mais alto do solo. Isto é ilustrado na Figura 14.
Distância entre batedores ou pitch (GCR)
A irradiação vista pela parte de trás de um módulo está directamente ligada à área de superfície que reflecte a luz sobre o módulo. À medida que a distância entre as linhas de rastreio adjacentes aumenta, aumenta também a área de superfície que reflecte a luz na parte de trás do módulo e o módulo Ganho Bifacial. As medições de nível de módulo realizadas pela Soltec indicaram que para um albedo de 63% e um passo de 8,7 metros, a saída de energia do módulo bifacial era 8,55% inferior à dos módulos em seguidores com um passo de 10 metros. Quando o passo aumentou para 12 metros, a saída de energia do módulo aumentou em 2,47%.
O passo do módulo determina o GCR de uma central fotovoltaica. Como pode ser visto na Figura 15 à medida que o passo aumenta, também aumenta a área que reflecte a luz na parte de trás do módulo.
Figura 15: Representação gráfica da alteração da reflexão da radiação com passo. Fonte: Soltec
BITEC: COMPREENDER E COMPARAR A PRODUÇÃO DE ENERGIA DOS MÓDULOS BIFACIAIS EM SEGUIDORES
BiTEC, a fábrica de investigação de seguidores bifaciais da Soltec, inaugurada em Julho de 2018, foi concebida para estudar a produção de módulos bifaciais sob várias condições de albedo, altura, distância entre módulos e temperatura do módulo, entre outras. O outro ponto-chave do BiTEC é determinar o melhor desenho de localizadores para a implantação de módulos bifaciais.
1P Seguidores Solares vs. 2P Seguidores Solares
No mercado actual de seguidores solares existem duas tendências relativamente ao posicionamento de módulos bifaciais num seguidor: os módulos individuais são colocados no seguidor numa posição vertical e são alinhados em uma ou duas filas. Quando os módulos estão alinhados numa linha, o rastreador é referido como um "one-in-portrait" ou rastreador 1P. Quando os módulos estão alinhados em duas filas, o localizador é referido como "dois em retrato" ou localizador 2P. A figura 6 mostra exemplos de módulos em configurações 1P e 2P.
O BiTEC estudou o Ganho Bifacial de módulos individuais em ambas as configurações de seguidores 1P e 2P. Dois módulos Jolywood JW-D72N-355 bifacial foram montados em configuração 2P num seguidor bifacial SF-7 (altura do módulo na posição de estiva 2,35 m) e um módulo do mesmo tipo foi montado num seguidor 1P (altura do módulo na posição de estiva 1,35m). A superfície onde os seguidores foram colocados tinha o mesmo valor albedo e os seguidores tinham o mesmo GCR.
A tabela 5 mostra os resultados dos cálculos de Ganho Bifacial de nível de módulo efectuados nos dados recolhidos no BiTEC. O Ganho Bifacial foi calculado utilizando a metodologia discutida na secção do albedo deste artigo. O Ganho Bifacial foi estimado em relação à produção normalizada de um módulo monofacial Jinko JKM320PP-72 que estava localizado no rastreador 1P.
O Ganho Bifacial estimado dos módulos colocados no SF7 Bifacial na configuração 2P foi 2,4% superior ao do módulo na configuração 1P tracker.
| Configuração | Altura do módulo (com os módulos paralelos ao solo) | Albedo | GCR | Calculado
Ganho Bifacial |
| 1P | 1,35 metros | 63% | 40% (5 m de inclinação) | 16.8% |
| 2P (SF7 Bifacial) | 2,35 metros | 63% | 40% (inclinação de 10 m) | 19.2% |
Quadro 5. Cálculo de Ganho Bifacial para módulos em seguidores em configurações 1P & 2P. Fonte: BiTEC
O Ganho Bifacial calculado 2.4% superior para os módulos em configuração 2P é consistente com as diferentes alturas dos módulos, distâncias entre as linhas de módulos, temperaturas dos módulos e sombreamento nos seguidores Bifaciais 1P e 2P SF7.
A tabela 6 decompõe o Ganho Bifacial 2.4% superior para os módulos do rastreador Bifacial 2P SF7 de acordo com os seus componentes. Como discutido anteriormente, 1,3% do Ganho Bifacial é devido à menor temperatura média de funcionamento do módulo, 0,7% é devido à ausência de sombreamento do módulo pelo tubo de binário, e 0,4% é atribuível à maior altura e inclinação média do módulo.
| Parâmetros | Ganho Bifacial Calculado |
| Menor temperatura média do módulo (melhor arrefecimento) | +1.3% |
| Sem sombreamento do tubo de torção | +0.7% |
| Altura e inclinação do módulo mais elevada, e outros detalhes de design | +0.4% |
| Total |
+2.4% |
Tabela 6. Maior Ganho Bifacial calculado de seguidores solares bifaciais SF7 em comparação com seguidores 1P. Fonte: BiTEC
SIMULAÇÕES BITEC: GANHO BIFACIAL E GANHO FINANCEIRO
Uma questão-chave na indústria actual é quando é que faz sentido económico utilizar módulos bifaciais em vez de módulos monofaciais. Embora cada projecto seja único, os dados recolhidos no BiTEC de Setembro a Novembro de 2018 fornecem dados úteis para modelar o desempenho de sistemas fotovoltaicos utilizando módulos bifaciais e monofaciais.
Ganho Bifacial em saibro (albedo: 32%)
Como discutido anteriormente, os módulos localizados sobre uma superfície branca de alto albedo geraram mais energia do que os módulos sobre cascalho ou cobertura sazonal do solo. Do mesmo modo, a produção de energia de uma central fotovoltaica localizada numa área de alto albedo será maior do que a da mesma central eléctrica numa área de baixo albedo.
O valor do albedo 32% medido no BiTEC para uma superfície de cascalho pode estar mais próximo dos valores reais do albedo visto em projectos PV do que o valor do albedo 63% medido para a cobertura do solo branco. Utilizaremos dados de nível de módulo obtidos na BiTEC de Setembro a Novembro de 2018 para estimar as saídas de energia de sistemas monofaciais e bifaciais numa hipotética central eléctrica CC de 65 MW localizada em Sonora, México. Assumimos que o sistema monofacial nesta planta teria um rendimento energético anual de 2 200 kWh/kWp. Assumimos também que o Ganho Bifacial do módulo 11.9% medido no BiTEC para um rastreador bifacial 2P SF7 no Albedo 32% é aplicável ao sistema bifacial.
Consequentemente, o rendimento energético anual da hipotética versão bifacial do projecto é estimado em 2462 kWh/kWp.
Comparamos então a economia das versões bifacial e monofacial do projecto para ilustrar como o aumento da produção dos módulos bifaciais se traduz em receitas. Os pressupostos utilizados nos nossos cálculos aparecem no Quadro 7. Estes pressupostos foram fornecidos pela Powertis S.A., uma empresa de desenvolvimento de projectos fotovoltaicos de grande escala na Europa e na América Latina [8].
A versão monofacial do projecto utiliza módulos monofaciais Jinko JKM 350M-72-V e a versão bifacial utiliza módulos bifaciais Jolywood JW-D72N-360. Os módulos Jolywood são US$0.03/Wp mais caros do que os módulos Jinko, mas são necessários menos módulos e o passo do sistema é mais elevado. A área das duas versões do projecto é a mesma. Assumimos também que o custo dos inversores na versão bifacial do projecto é mais elevado do que na versão monofacial pelo US$0.005/Wp, a fim de lidar com a maior potência de saída dos módulos bifaciais. Consideramos a subestação eléctrica o mesmo em ambas as versões do projecto porque o nível de tensão do sistema não está a mudar.
| Detalhes do Projecto | |||
| Localização | Ciudad Obregón, Sonora, México | ||
| Premissas do projecto | Monofacial | Bifacial | |
| Cenário | Rastreador: | +/- 60o | +/- 60o |
| Instalação: | 2P | 2P SF7 Bifacial | |
| Equipamento: | Huawei | Huawei | |
| Módulo: | Jinko Monofacial | Jolywood Bifacial | |
| Tamanho | MW-AC: | 54.2 | 59.1 |
| MW-DC: | 65.0 | 65.0 | |
| Despesa de Capital (CAPEX) | Painel (US$/Wp): | 0.230 | 0.260 |
| BOS (US$/Wp): | 0.300 | 0.305 | |
| BOP (US$/Wp): | 0.100 | 0.100 | |
| Soma | 0.630 | 0.665 | |
| Geração | Ganho Bifacial: | 11.9% | |
| kWh/kWp: | 2 200 | 2 462 | |
| MWh: | 142 978 | 159 992 | |
| Preço da energia | US$/MWh: | 25 | 25 |
| Escalada: | 2.0% | 2.0% | |
| Despesa operacional (OPEX, all-in) | % de Receitas: | 10.0% | 11.0% |
| Degradação do módulo | Ano 1: | 2.000% | 1.000% |
| Ano 2-5: | 0.500% | 0.400% | |
| Ano 6-12: | 0.714% | 0.400% | |
| Ano 13+: | 0.769% | 0.400% | |
| Custo médio ponderado do capital (WACC) | 6.00% | 6.50% | |
Quadro 7. Pressupostos do projecto incluindo custos de instalação, preços do módulo fotovoltaico, produção de plantas, preços de energia, custos operacionais, degradação e custo médio ponderado do capital. Fonte: Powertis
A tabela 8 mostra a produção de energia estimada da instalação monofacial de 65 MW-DC que utiliza módulos monofaciais em 2P trackers e a produção de energia estimada da mesma instalação que utiliza módulos bifaciais em 2P SF7 bifacial tracker. A estimativa assume um Ganho Bifacial 11.9% para a planta bifacial e um albedo 32%.
| Albedo 32% | Ganho Bifacial SF7 Bifacial: +11.9% | ||||
| Monofacial | SF7 Bifacial | Diferença | ||
| Produção de energia mais de 30 anos |
3 843 844 MWh | Produção de energia mais de 30 anos |
4 505 169 MWh | +661 325 MWh |
Quadro 8. Comparação da produção de energia entre uma central monofacial e uma central bifacial equipada com seguidores SF7. Funcionamento: 30 anos. Fonte: Soltec
Considerando uma média de preços de energia de US$25 /MWh e um CAPEX de US$0.63/Wp para a planta monofacial e US$0.665/Wp para a planta bifacial (devido aos custos mais elevados do módulo bifacial), é possível estimar as receitas brutas e líquidas da planta durante a vida da planta (30 anos) e o seu valor actual líquido (VAL). O VAL é a soma dos valores actuais dos fluxos de entrada e saída de dinheiro ao longo da vida da fábrica.
Outros aspectos que são considerados na estimativa são as Despesas Operacionais da fábrica (OPEX). Assumimos que o OPEX da versão bifacial da planta é US$ 0.015 /Wp mais caro do que o da versão monofacial. Isto é devido a um aumento de 30% nos custos de limpeza do módulo para ter em conta a limpeza da parte traseira do módulo bifacial. A manutenção mais intensiva do solo a fim de manter os valores do albedo na versão bifacial é assumida para adicionar 70% à manutenção do solo necessária para o sistema monofacial. Presume-se que a diminuição anual da potência da central (degradação) é impulsionada pela degradação de módulos individuais. Utilizamos a orientação de degradação dos fabricantes de módulos, ou seja, a degradação dos módulos bifaciais é menor do que a dos módulos monofaciais. Finalmente, assumimos um Custo Médio de Capital Ponderado (WACC) 0,5% mais elevado para a tecnologia bifacial. Este pressuposto baseia-se no facto de que a tecnologia bifacial é nova e comporta um risco mais elevado.
Os resultados energéticos e financeiros estimados das versões monofaciais e bifaciais do projecto aparecem no Quadro 9.
| Albedo 32% | Ganho Bifacial SF7 Bifacial | +11.9% | |
| Estimativa para 30 anos | Módulo Monofacial | Módulo Bifacial | Diferença |
| Rastreador 2P | Rastreador 2P SF7 Bifacial | ||
| Produção de energia (MWh) | 3 843 844 | 4 505 169 | 661 325 |
| Receita Bruta (US$) | $97 946 524 | $114 801 802 | $16 855 277 |
| Receita líquida (US$) | $88 151 872 | $101 599 595 | $13 447 723 |
| Receita NPV (US$) | $41 661 683 | $44 993 955 | $3 332 272 |
| CAPEX (US$) | $40 943 700 | $43 188 809 | $2 245 109 |
| Projecto NPV (US$) | $717 983 | $1 805 146 | $1 087 163 |
Quadro 9. Comparação entre a produção de energia e as finanças de uma fábrica com módulos monofaciais num seguidor 2P e módulos bifaciais em seguidores bifaciais SF7. Fonte: Powertis
A tabela 9 indica que o VPL estimado da versão bifacial da planta é 151% mais elevado do que o da versão monofacial.
OPTIMIZAÇÃO DO RASTREADOR PARA MÓDULOS BIFACIAIS
Factores como a altura do módulo, interferência traseira e outros aspectos que influenciam o Bifacial Gain também têm um impacto económico nas finanças do projecto. Como foi apresentado na Tabela 5, para 63% albedo o Ganho Bifacial estimado de módulos num tracker 1P é 2,4% inferior ao dos módulos num tracker 2P SF7 bifacial tracker que é optimizado para módulos bifaciais. Se assumirmos que a diferença no nível do módulo Ganho Bifacial não muda com o valor do albedo, o Ganho Bifacial para 1P no Albedo 32% é estimado na Tabela 10.
| Caso | Ganho Bifacial |
| Medido em módulos em 2P SF7 bifacial tracker no BiTEC (Albedo 32%) | +11.9% |
| Diferença estimada em Ganho Bifacial entre módulos individuais em 1P e 2P SF7 Bifacial tracker (Albedo 63%) | -2.4% |
| 1P tracker Albedo 32% (Estimado)2 | +9.5% |
Tabela 10. Ganho Bifacial estimado para um módulo em configuração 1P e 32% albedo Fonte: BiTEC
A tabela 11 mostra o VPL estimado para uma fábrica onde os módulos bifaciais estão localizados em seguidores 1P com um Ganho Bifacial 9.5% e para os mesmos módulos localizados em seguidores bifaciais SF7 que têm um Ganho Bifacial 11.9% sob as mesmas condições. De acordo com esta estimativa, uma melhoria de quase US$1 milhões pode ser obtida escolhendo uma estrutura optimizada para módulos bifaciais.
| Rastreador | Albedo | Ganho Bifacial | 30 anos de produção de energia | NPV |
| 2P SF7 bifacial | 32% | 11.9% | 4 505 169 kWh | US$ 1 805 146 |
| 1P bifacial | 32% | 9,5% | 4 408 543 kWh | US$ 840 128 |
| -2.4% | -96 626 kWh | US$ -965 018 |
Quadro 11: Comparação da produção de energia a 30 anos e do valor presente líquido para uma planta bifacial utilizando seguidores bifaciais SF7 e 1P. Fonte: Soltec
CONCLUSÕES E PRÓXIMOS DESAFIOS
As medidas tomadas no BiTEC entre Setembro e Novembro de 2018 mostram Ganhos Bifaciais de mais de 19% para módulos bifaciais individuais num localizador Bifacial SF7 sobre uma cobertura de solo branco com um albedo de 63%. Estimamos que mesmo com Ganhos Bifaciais mais baixos e albedo valoriza a economia de um projecto hipotético utilizando módulos bifaciais em SF7 bifacial trackers são melhores do que os do mesmo projecto utilizando módulos bifaciais ou monofaciais em trackers 1P. O Ganho Bifacial de módulos bifaciais individuais num seguidor Bifacial SF7 é 2,4% superior ao dos mesmos módulos num seguidor solar 1P, de acordo com os dados recolhidos no BiTEC. O Ganho Bifacial mais elevado no rastreador Bifacial SF7 é porque a parte de trás dos módulos está livre de sombras e os módulos funcionam a uma temperatura mais baixa.
As nossas estimativas, baseadas nos resultados obtidos no BiTEC, indicam que a utilização de módulos bifaciais em vez de módulos monofaciais em centrais fotovoltaicas pode ser economicamente vantajosa, melhorando assim a rentabilidade do investimento.
Um número crescente de projectos está a utilizar módulos capazes de gerar energia de ambos os lados. As estruturas concebidas especificamente para optimizar a geração bifacial são indispensáveis para os fabricantes de seguidores. A substituição de módulos monofaciais por módulos bifaciais traz novos desafios e a necessidade de melhorar a concepção dos sistemas a fim de maximizar a produção de energia.
Outros desafios, tais como a actualização de algoritmos de rastreio, estão por diante. A maximização da saída de energia de um sistema bifacial requer a maximização da irradiação na parte da frente e de trás dos módulos. Isto também requer um foco especial no tipo de irradiação, ou seja, directa, difusa ou reflectida que atinge os módulos. Uma nova corrida tecnológica na área da energia fotovoltaica começou.
2Assume que a diferença no Ganho Bifacial entre módulos individuais em configurações 2P e 1P não depende do valor do albedo.
REFERÊNCIAS
[1] A.Di Stefano, G. Leotta, F. Bizzarri. "La Silla PV plant as a utility-scale side-by-side test for innovative modules technologies". 33rd European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition EUPVSEC2017 September 2017 Amsterdam. Proc 6CO.14.1 p.p 1978 - 1982, referência em linha:
https://www.eupvsec-proceedings.com/proceedings?paper=44211
[2] M. Chiodetti, A. Lindsay, P. Dupeyrat, D. Binesti, E. Lutun, K. Radouane, S. Mousel. "Simulação de Rendimento Bifacial PV com um Modelo de Albedo Variável". 32ª Conferência e Exposição Europeia de Energia Solar Fotovoltaica EUPVSEC2016 Junho 2016 Alemanha Proc. 5DP.1.4 p.p 1449 - 1455, referência online:
https://www.eupvsec-proceedings.com/proceedings?paper=37431
[3] Pelaez, S.A., C. Deline, P. Greenberg, J. Stein, e R.K. Kostuk. 2018.
"Modelo e Validação de Rastreador de Eixo Único com Fotovoltaicos Bifaciais":
Pré-impressão". Golden, CO: Laboratório Nacional de Energias Renováveis.
NREL/CP-5K00-72039. ligação on-line:
https://www.nrel.gov/docs/fy19osti/72039.pdf
[4] NREL, Bifacial_Radiance 0.2.3 , software de simulação de irradiância bifacial, referência em linha:
https://github.com/NREL/bifacial_radiance
[5] C. Monokroussos, X. Y. Zhang, M. Li, S. Chen, A. Zhou, S. Liu, J. Zhu, N. Wang, E. Lee, J. Bonilla Castro, W. Herrmann, M. Schweiger, V. Feng, Y. Zhang e C. Zou. 'Requisitos Adicionais para Classificação e Qualificação Suplementar de Módulos PV Bifaciais', Conferência na 12th International Photovoltaic Power Generation and Smart Energy Exhibition & Conference, SNEC 2018, Shanghai May 29,2018 online link:
http://www.snec.org.cn/Download.aspx?dir=SNEC2018-Presentation+Slides%5CS8+PV+Module+Quality+Assurance&file=6-ADDITIONAL+REQUIREMENTS+FOR+SUPPELEMNTARY+RATING+AND+QUALIFICATION+OF+BIFACIAL+PV-MODULES.pdf
[6] S. Wang, O. Wilkie, J. Lam, R. Steeman, W. Zhang, K.S ingKhoo, S. Chun Siong, H. Rostan. Modelação do rendimento energético dos sistemas fotovoltaicos bifaciais". 5ª Conferência Internacional sobre Silicon Photovoltaics, SiliconPV. Março de 2015, Konstanz. Elsevier, Sience Direct Energy Procedia 77 p.p 428 - 433, referência em linha:
https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1876610215008280
[7] U. Yusufoglu T. Lee, T. Pletzer, H.Kurz, A. Halm, L.J. Koduvelikulathu C. Comparotto, R. Kopecek. "Modelação e simulação dos rendimentos energéticos anuais dos módulos bifaciais em diferentes zonas climáticas" Workshop PV Bifacial 2014, Chambery, 27 de Maio de 2014, referência online:
https://www.slideshare.net/sandiaecis/3-yusufoglu-ok
[8] "Powertis to develop 2 GW of solar by 2022", PV Magazine, 5 de Fevereiro de 2019, referência online:
https://www.pv-magazine.com/press-releases/powertis-to-develop-2-gw-of-solar-by-2022/
A Black & Veatch Management Consulting LLC (Black & Veatch) reviu os dados e técnicas de medição utilizados pela Soltec Energía Renovables S.L. (Soltec) para produzir as tabelas de um a seis deste white paper (as "Tabelas Técnicas"). A Black & Veatch reviu a metodologia utilizada pela Soltec para gerar as Tabelas Técnicas e acredita que a metodologia é consistente com as práticas aceites da indústria.
A Black & Veatch compreende que as Tabelas sete a onze deste livro branco (as "Tabelas Económicas") são baseadas em informações fornecidas pela Powertis S.A., uma desenvolvedora de projectos fotovoltaicos de grande escala na Europa e na América Latina. A Black & Veatch não verificou independentemente esta informação e não pode verificar a sua exactidão. Se os dados forem exactos, a Black & Veatch acredita que as Tabelas Económicas são consistentes com a prática de engenharia aceite.
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