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07 de Março, 2019 Artigos

Tecnologia MLPE - como os microinversores se tornaram referência no mercado fotovoltaico

Por João Paulo de Souza

Nós já adiantamos nos artigos anteriores que o microinversor é um dos dois tipos de sistemas fotovoltaicos da categoria MLPE e que a Ecori Energia Solar é uma empresa que já nasceu com o DNA de MLPE. Neste artigo vamos falar especificamente do microinversor, seu histórico, suas características e diferenciais.

Mas primeiramente, o que significa MLPE?

A sigla MLPE (do inglês “Module-Level Power Electronics”) significa eletrônica de potência em nível de módulo. Atualmente, os sistemas fotovoltaicos MLPE são representados principalmente pelos otimizadores de potência e microinversores [1].

A IEC (International Electrotechnical Commission) trata o microinversor como uma das topologias de inversores existentes (por exemplo: inversores de string, microinversores, inversores centrais, entre outros) [2].

O microinversor é uma tecnologia recente? Vamos ver um pouco do seu histórico!

O projeto do que hoje seria reconhecido como um "verdadeiro" microinversor remete sua história ao trabalho de Werner Kleinkauf no Instituto de Tecnologia de Energia Eólica e Energia do Instituto Fraunhofer (ISET), na década de 1980. Esses projetos foram baseados na moderna tecnologia de fonte de alimentação comutada de alta frequência, a qual é muito mais eficiente. Seu trabalho em "módulos de conversores integrados" foi bastante influente, especialmente na Europa [3].

O conceito de microinversor está presente na indústria fotovoltaica desde o seu início. A empresa Ascension Technology começou o desenvolvimento de um inversor de módulo C.A. em 1991 [4]. Dois anos mais tarde, a Mastervolt introduziu no mercado aquele que foi o primeiro microinversor para ligação à rede elétrica com o nome de Sunmaster 130S [5].

Figura 1 – Microinversor modelo Sunmaster 130S da empresa holandesa Mastervolt


Em 1995, a OKE-Services projetou um microinversor de alta frequência com significativa melhoria na sua eficiência. O modelo OK4-100 começou a ser comercializado naquele mesmo ano [5]. O modelo da Figura 2 é a versão E para a Europa, o qual possui uma potência de 100W na rede 230VAC/60Hz.

Figura 2 – Microinversor modelo OK4E-100 da empresa holandesa OKE-Services


A Ascension fez uma parceria em 1997 com a empresa norte-americana ASE Americas para apresentar o módulo SunSine de 300 W. A primeira usina de 15 kW (composta por módulos C.A. Ascension SunSine com microinversores) foi instalada, dois anos depois, nos módulos C.A. do Pentágono [4]. Finalmente em 2000, o Sunmaster foi substituído pelo modelo Soladin 120, o qual permitiu que a conexão à rede fosse realizada diretamente na tomada de uma parede [5].

Quais são as características dos microinversores que os tornam diferentes dos inversores tradicionais de string?

1. Módulos com baixo desempenho podem ser facilmente identificados e monitorados;

Figura 3 – Monitoramento individual dos módulos no sistema EMAAPP da APsystems

2. Alertas podem mostrar a localização de falhas;
3. É possível selecionar módulos e rever detalhadamente as medições feitas em tempo real;
4. MPPT em nível de módulos;

Figura 4 – Monitoramento individual dos módulos no sistema EMAAPP da APsystems


5. Análise das curvas de saída dos módulos pode revelar padrões e/ou influências climáticas;
6. Análise de curto-circuito de diodos de bypass;
7. Análise do mismatch de módulos;
8. Dados medidos podem ser exportados para o Excel para análise.

Segundo Frontin [4], as principais vantagens do microinversor sobre o inversor tradicional de string e o inversor central são que os efeitos do sombreamento, da poeira etc. que agem sobre um só módulo fotovoltaico não afetam o desempenho do gerador por completo.

Figura 5 – Diferenças entre os efeitos do sombreamento com sistemas de string e microinversores


Outros autores [6] também apontam como principal vantagem essa característica inerente à categoria MLPE e outras:

1. Alta imunidade ao sombreamento parcial, ou perda por divergência (mismatch);
2. Grande modularidade;
3. Inexistência de projeto C.C.

Ainda segundo Frontin [4], temos como principais vantagens:

1. Nenhum ponto único de falha – cada módulo e microinversor agem como sua própria unidade de produção de energia, aumentando a eficiência do sistema;
2. Níveis de Tensão CC seguros – a baixa tensão CC provê uma solução segura para aplicações residenciais e comerciais leves;
3. Monitoramento do sistema baseado na web – possibilita a análise de cada módulo individual;
4. Economia de mão de obra – não exige nenhum cálculo da string e possui tecnologia de fiação simplificada para uma fácil instalação.

Além disso, Knabben [7] também aponta outros grandes benefícios dos microinversores, como:

1. Manutenção e troca individual dos módulos, sem a necessidade de desconexão completa dos equipamentos que compõem o sistema;
2. Custo inicial de instalação flexível com a quantidade de energia que o cliente deseja produzir;
3. Fácil expansão do sistema, podendo ser realizada módulo a módulo.

Mas microinversores são viáveis somente em pequenos projetos?

A resposta é um sonoro NÃO!

Dada a grande modularidade dos sistemas com microinversores, é comum vermos na mídia o uso de microinversores em sistemas menores. Temos no Brasil, por exemplo, um programa de grande sucesso em Goiás, que contou com a participação da Ecori Energia Solar e que tem sido exemplo para outros estados da federação: o Programa Goiás Solar.

Programas como o Goiás Solar mostraram que a energia solar também pode ser acessível à população de baixa renda.

Figura 6 - Programa Goiás Solar em Alto Paraíso (GO)

Mas também há inúmeros casos de usinas fotovoltaicas construídas com microinversores. Abaixo temos uma foto de um sistema fotovoltaico composto por 1200 microinversores trifásicos YC-1000 da APsystems.

Figura 7 - Instalação de uma usina de 1.4 MW com 1.200 microinversores trifásicos YC-1000 da APsystems


Maior produção de energia, vida útil e segurança: o que especialistas falam sobre esses diferenciais dos microinversores?

A referência [6] apresenta alguns pontos que merecem atenção:

1. Produz até 25% a mais de energia do que os sistemas que utilizam metodologias de inversor central/string: a produção de energia em sistemas fotovoltaicos conectados com metodologia de inversor central/string é dada em função do módulo fotovoltaico de menor produção.
2. Mais seguro: a utilização de microinversores evita que ocorram falhas conhecidas como “ARC FAULT”, que é uma das principais causas de incêndios nas instalações fotovoltaicas.
3. Fácil instalação: utilização da tecnologia Plug & Play. O circuito em CC é mais simples e com uma tensão menor (ao contrário da topologia de inversor central/string, que chega a ter 600 - 1200 V no circuito CC), minimizando o risco de acidentes e erros.
4. Maior vida útil: pode ser justificada pelo fato de os microinversores operarem em baixa potência. Dessa forma, problemas inerentes ao design são resolvidos, eliminando, assim, a necessidade de um grande transformador e grandes capacitores eletrolíticos podem ser substituídos pelos de filme fino (Thin Film). Isso sem contar também que não são mais necessários os sistemas de resfriamento.

Devido à conectividade CA direta e segurança inerente, os microinversores são mais viáveis para instalações em telhados [8], especialmente levando em conta as crescentes preocupações com questões de segurança, como arco e altas tensões CC nas telhas [9].

E por falar em segurança...

A Revista Fotovolt em sua edição de março de 2017 [10] já falava dos riscos inerentes aos sistemas tradicionais de string. Ela apontava os seguintes fatos:

Intervenções em geradores fotovoltaicos para manutenção ou em caso de incêndio implicam em riscos de choque com tensões de até 1000V.
Para que a manutenção e os reparos da instalação FV não precisem ser realizados à noite, nem implique gastos adicionais elevados desproporcionalmente, são necessárias outras medidas de proteção.
Para garantir a segurança das pessoas durante intervenções nessas instalações, a norma determina que a tensão fique limitada a 120 Vcc quando o sistema for desligado.

Novamente a Fotovolt na sua edição de setembro de 2017 [11] abordou as questões de segurança em operações para manutenção e combate a incêndios. Além disso, foram apontadas as atualizações implementadas em mercados fotovoltaicos mais maduros como EUA e Alemanha:

Na recente edição do código NEC (National Electric Code 2017), está implicitamente exigido o desligamento do gerador FV no nível de módulos como uma possível opção;
Na Alemanha, o Guia de Aplicação VDE-AR-E 2100-712 contém recomendações para minimizar o risco de choques elétricos para as equipes de intervenção dos bombeiros durante o combate a incêndio.

Não podemos deixar de falar em segurança sem falar também de locais, digamos, mais sensíveis, que merecem atenção especial como:



• Creches;
• Escolas;
• Shoppings centers;
• Residências;
• Asilos etc.

Para quem quer conhecer um pouco mais sobre os riscos e soluções de segurança em sistemas fotovoltaicos, convido-os a ler os dois últimos posts do nosso blog:

- Conheça o código NEC
-
Conheça os riscos e as soluções de segurança em sistemas fotovoltaicos

Conclusões

Em sistemas fotovoltaicos, é obvio que, quanto mais MPPT’s um inversor possuir, mais energia elétrica ele será capaz de produzir. Portanto, como em sistemas com microinversores temos um MPPT por módulo, evidentemente nesse contexto teremos uma maior produção de energia. Além disso, com um MPPT por módulo, este sistema terá imunidade ao mismatch e também o monitoramento individual dos módulos.

Dada a grande modularidade desse tipo de sistema, é possível obter um baixo custo inicial. Também temos como características inerentes ao sistema com microinversores a redução de custos de operação, manutenção e mão de obra.

Não é necessário fazer um projeto de corrente contínua e, como não existem strings nesse tipo de sistema, não é necessário o uso de uma stringbox.

Os sistemas com microinversores são mais seguros, pois trabalham apenas em extra baixa tensão no lado CC. Como não há altas tensões, evita-se o surgimento do arco elétrico. E também apresentam uma maior vida útil e os menores passivos.

Para concluir, vamos relembrar que, no final do último post, foi dada como solução de segurança a adoção da categoria MLPE, representada por microinversores e otimizadores de potência. O que será que veremos no próximo post???

Referências:

[1] S. Kouro, J. I. Leon, D. Vinnikov, L. G. Franquelo, "Grid-Connected Photovoltaic Systems: An Overview of Recent Research and Emerging PV Converter Technology", IEEE Ind. Electron. Mag., vol. 9, no. 1, pp. 47-61, March 2015.
[2] IECRE 04:2016 Standard|IEC System for Certification to Standards Relating to Equipment for Use in Renewable Energy Applications (IECRE System).
[3] Hemchandra Madhusudan Shertukde, “Distributed Photovoltaic Grid Transformers”, CRC Press, 2017. ISBN: 9781138073845.
[4] Frontin, Sergio de Oliveira et al. “Usina Fotovoltaica Jaíba Solar: Planejamento e Engenharia”. Teixeira Gráfica e Editora Ltda., 2017. 528 p. ISBN: 978-85-88041-12-7.
[5] Martins, N. M. P., “Incorporação de Microinversor em Módulos Fotovoltaicos”. Dissertação de Mestrado, Universidade de Aveiro, 2012.
[6] Araujo, F. O., Leme, S. P. L., Araujo, L. O., Santos, B. L. S. E., Higuti, L. A. H. “Proposta de Adaptação da Norma Brasileira ABNT NBR 16274 e de Alguns Pontos em Normas Técnicas em Determinadas Concessionárias para Correta Avaliação da Metodologia de Projeto de Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede com Inversor Orientado ao Módulo”. In: VI Congresso Brasileiro de Energia Solar (VI CBENS), 2016, Belo Horizonte - MG. Anais do VI Congresso Brasileiro de Energia Solar (VI CBENS), 2016.
[7] Knabben, G. C., “Microinversor Fotovoltaico Não Isolado de Dois Estágios”. Dissertação de Mestrado, Universidade Federal de Santa Catarina, 2017.
[8] D. M. Scholten, N. Ertugrul, W. L. Soong, "Micro-inverters in small scale PV systems: A review and future directions", 2013 Australasian Universities Power Engineering Conference (AUPEC), pp. 1-6, 2013.
[9] S. Harb, M. Kedia, H. Zhang, R. S. Balog, "Microinverter and string inverter grid-connected photovoltaic system - A comprehensive study", 2013 IEEE 39th Photovoltaic Specialists Conference (PVSC), pp. 2885-2890, 2013.
[10] Revista Fotovolt, “Sistema de Desligamento Inteligente de Módulos Fotovoltaicos”, Março 2017 – Ano 3 – nº 9.
[11] Revista Fotovolt, “Desligamento de Emergência de Geradores Fotovoltaicos”, Setembro 2017 – Ano 3 – nº 12.


JOÃO PAULO DE SOUZA tem Mestrado em Engenharia Eletrônica e Computação pelo Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA), graduação em Engenharia Elétrica Industrial e curso técnico profissionalizante em Eletrotécnica Industrial pelo Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Maranhão (IFMA). Engenheiro responsável pela Ecori Energia Solar e especialista em sistemas fotovoltaicos com tecnologia MLPE. Membro do Comitê Técnico Brasileiro de Sistemas de Conversão Fotovoltaicas de Energia Solar ABNT/CB-003. Ex-sócio e fundador da LUNION Energia e Automação. Engenheiro de sistemas aeroespaciais na Binacional Alcântara Cyclone Space (ACS). Foi pesquisador colaborador no Instituto de Aeronáutica e Espaço (IAE). Trabalhou na montagem do Laboratório de Identificação, Navegação, Controle e Simulação (LINCS) no IAE.

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