DETERMINAÇÃO DE INCLINAÇÕES ÓTIMAS PARA MÓDULOS FOTOVOLTAICOS: SIMULAÇÕES NUMÉRICAS

Alguns sistemas fotovoltaicos não podem ser posicionados para o máximo aproveitamento solar, e, muitas vezes não fica claro qual será o real desempenho do sistema quando instalado fora do ponto ótimo ou o ganho pelo uso de estruturas para correção da inclinação. Neste sentido, no texto a seguir será mostrado a avaliação de quatro modelos para a estimação da irradiância no plano do painel, são eles os modelos, isotrópico, Hay-Davies, Reindl e Perez, com simulações realizadas para todas a inclinações e azimutes possíveis para a cidade de Santa Maria, RS. Procuramos mostrar, ou melhor dizendo, corroborar a importância do uso de modelos mais complexos que incluem as principais componentes da irradiância difusa, muitas vezes desconsideradas. Para realizar a simulação foram utilizados registros horários de irradiância direta e difusa, além de dados de temperatura e velocidade do vento obtidos do banco de dados da Solar and Wind Energy Resource Assessment (SWERA). Os resultados mostram que a produção fotovoltaica, quando modelada considerando modelos mais complexos da irradiância difusa, produz resultados de produção fotovoltaica visivelmente diferentes, e, conforme validado em outros trabalhos, mais precisos (Loutzenhiser et al., 2007)⁠. Quando considerada a máxima produção anual, módulos com inclinações entre 17º e 35º mostraram resultados muito próximos da máxima produção anual e desvios azimutais de até 20º em relação ao norte geográfico pouca influência sobre eficiência do sistema. No mês de menor incidência solar, inclinações do módulo entre 45º e 65º mostraram resultados próximos à inclinação que possui a máxima geração, no entanto, desvios azimutais maiores que 10º em relação ao norte geográfico mostraram significativo impacto sobre a eficiência do sistema.