22 de novembro de 2025
Atualizado em 21 de novembro 2025
Em 2017 era anunciado no mercado brasileiro a chegada dos módulos fotovoltaicos (FV) half-cell, ou seja, módulos FV composto por células FV com a metade do tamanho de uma célula convencional. Na prática era realmente uma célula FV convencional cortada ao meio. Essa mudança na arquitetura construtiva dos módulos FV tinha um objetivo bem definido: garantir uma menor temperatura de operação dos módulos para reduzir o risco de hotspots (pontos quentes). Esse risco de ocorrer um hotspot era o grande limitador para o aumento da potência dos módulos FV à época.
Fig. 1 – Módulos fotovoltaicos half-cell de 290Wp. Fonte: Canadian Solar.
Essa nova configuração da matriz de interconexão das células reduziu pela metade a corrente elétrica que passava por cada célula FV, consequentemente, outras vantagens surgiram, como a redução de perdas de potência e o aumento da eficiência do módulo. Além disso, o design das caixas de junção dos módulos permitiu a redução da temperatura do diodo de bypass em 10 ºC na época. As caixas de junção passaram a se localizar no centro do módulo FV e abrigar um único diodo de bypass cada.
Fig. 2 – Relação temperatura de hotspot x potência nominal do módulo. Fonte: Canadian Solar.
Essa mudança de arquitetura construtiva foi apenas uma, das muitas outras que viriam em seguida que, conjuntamente, permitiram o aumento significativo da potência nominal e corrente elétrica fornecida pelos módulos FV. Em 2017 os módulos mais modernos apresentavam correntes de curto-circuito (Isc) com valores em torno de 9 ampères e atualmente temos disponíveis no mercado módulo com corrente de curto-circuito (Isc) com valores em torno de 18 ampères, sem contabilizar o ganho bifacial.
A grande vantagem é que a potência nominal dos módulos FV também aumentou significativamente ao longo dos anos. Atualmente estão disponíveis no mercado módulos com potências nominais de 720W – o que é mais do que o dobro da potência dos módulos mais modernos em 2017.
Entretanto, um sistema fotovoltaico não é composto somente por módulos. Tão importante quanto a escolha do módulo FV, é a escolha dos inversores, microinversores, otimizadores de potência, dentre outros componentes. Lembrando que um microinversor também é um inversor.
É crucial que, por exemplo, um inversor FV seja compatível com o módulo FV, caso contrário, podem ocorrer riscos que vão desde perdas (energéticas e financeiras) até a queima do inversor e eventualmente incêndios.
Em um artigo anterior, falamos sobre o oversizing e o clipping de potência de saída de um inversor FV. O clipping de potência é uma perda associada à limitação da potência de saída do inversor. Neste artigo, falaremos sobre um outro tipo de clipping, o clipping de corrente de entrada do inversor, o qual ocorre logo na entrada do inversor devido às limitações da entrada do equipamento. Além disso, trataremos da aplicação de módulos de alta potência em inversores FV, explicaremos as correntes máximas de entrada dos inversores FV (seja um inversor tradicional ou um microinversor), os riscos e a importância da compatibilidade entre módulos e inversores. Boa leitura!
Na folha de dados técnicos dos módulos FV é possível observar os valores das correntes de curto-circuito (Isc) e das correntes de máxima potência (Imp), como segue:
Fig. 3 – Trechos de uma folha de dados técnicos de uma família de módulos bifaciais de 525 a 550Wp. Fonte: JA Solar.
A figura 3 apresenta trechos de uma folha de dados técnicos de uma família de módulos FV bifaciais. Observe que um módulo de 550Wp apresenta uma corrente de curto-circuito (Isc) de 14,0A e uma corrente de máxima potência de 13,11A. Quando submetido à um ganho bifacial de 10%, essas correntes elevam seus valores para 14,98A e 14,03A, respectivamente.
A figura 4 apresenta um trecho de uma folha de dados técnicos de um módulo FV bifacial de 640W. Observe que este módulo apresenta uma corrente de curto-circuito (Isc) de 18,31A e uma corrente de máxima potência de 17,07A. Quando submetido à um ganho bifacial de 5%, 10% e 20% essas correntes elevam seus valores, podendo chegar a uma Isc de 21,97A e uma Imp de 20,48A.
Fig. 4 – Trecho de uma folha de dados técnicos de um módulo bifacial de 640Wp. Fonte: Canadian Solar.
A figura 5 apresenta um trecho de uma folha de dados técnicos de um módulo FV monofacial de 670W. Observe que este módulo apresenta uma corrente de curto-circuito (Isc) de 18,36A e uma corrente de máxima potência (Imp) de 17,44A.
Fig. 5 – Trecho de uma folha de dados técnicos de um módulo monofacial de 670Wp. Fonte: Leapton Solar.
Os ganhos de corrente dos módulos bifaciais surgem a partir do momento em que esses módulos são submetidos à uma irradiância solar na sua parte traseira. Porém, não devemos esquecer que as folhas de dados, tanto dos módulos monofaciais quanto dos módulos bifaciais, apresentam valores considerando uma irradiância de 1.000 W/m² na parte frontal.
No entanto, no Brasil e no mundo existem registros de sobreirradiância, por exemplo, de até 1.891 W/m² no Colorado - USA, de 1.845 W/m² em Caucaia - CE, de 1.643 W/m² em Macaúbas - BA [1], de 1.590 W/m² em São Paulo [2] e sobreirradiâncias de 1.464 W/m² em um mês de abril e 1.566 W/m² em um mês de dezembro [3], em Santa Catarina. Outros eventos de sobreirradiância ao redor do mundo estão descritos em [4]-[7]. Além disso, eventos de sobreirradiância no Brasil são relativamente frequentes, às vezes durando até vários minutos [1].
Portanto, é factível afirmar que os módulos FV, mesmo os monofaciais, podem apresentar correntes consideravelmente superiores aos seus valores nominais por vários minutos. Não à toa esses eventos de sobreirradiância são estudados, pois elevações de corrente que não são levadas em consideração no projeto podem causar efeitos prejudiciais aos componentes do sistema FV.
Os inversores FV possuem dois parâmetros de entrada relacionados à corrente elétrica, que são: (a) corrente máxima de curto-circuito de entrada, e; (b) corrente máxima de entrada. As figuras 6 a 8 mostram alguns exemplos de folhas de dados técnicos onde aparecem esses dados de entrada:
Fig. 6 – Trecho de uma folha de dados técnicos de um inversor - corrente máxima de entrada e corrente máxima de curto-circuito de entrada.
Fig. 7 – Trecho de uma folha de dados técnicos de um inversor - corrente máxima de entrada e corrente máxima de curto-circuito de entrada.
Eventualmente as duas informações podem não ser apresentadas de forma sequencial, sendo necessário buscar as informações em observações ou em outros documentos complementares.
Fig. 8 – Trechos de uma folha de dados técnicos de um inversor - corrente máxima de entrada e corrente máxima de curto-circuito de entrada.
Como você pode observar, os nomes destes 2 parâmetros podem variar dependendo do fabricante e/ou da tradução. No entanto, você sabe qual a diferença entre essas duas correntes em um inversor FV e para que servem essas informações?
Corrente máxima de curto-circuito de entrada
A corrente máxima de curto-circuito de entrada em um inversor FV é um parâmetro de entrada que indica a corrente máxima de curto-circuito dos módulos FV que podem ser conectados a um inversor (microinversor, otimizador, etc). Em outras palavras, a Isc de um módulo FV deve ser inferior a este parâmetro, de modo a garantir a segurança e manter a garantia do equipamento.
Esta Isc não é necessariamente a corrente de curto-circuito em condições padrão de ensaio (STC), ou seja, não é o valor consultado diretamente na folha de dados do módulo. No projeto do sistema FV, essa Isc deve ser estimada levando em consideração a elevação e a redução da Isc do módulo em função das condições de instalação, irradiância, temperatura, etc.
Corrente máxima de entrada
A corrente máxima de entrada em um inversor FV é um parâmetro de entrada que indica a corrente máxima que os inversores (microinversores, otimizadores, etc) podem extrair continuamente dos módulos FV. Portanto, esses conversores não serão capazes de extrair dos módulos uma corrente maior que a corrente máxima de entrada, por questões construtivas do equipamento.
Para entender melhor como poderia ocorrer um clipping de corrente de entrada, precisamos entender um pouco do funcionamento do MPPT do inversor. Os componentes eletrônicos da entrada do inversor, especificamente àqueles associados ao circuito do MPPT, têm a função de escolher o ponto de operação do MPPT na curva I-V do arranjo FV. Lembrando que um arranjo fotovoltaico pode ser composto por um único módulo FV.
Em condições normais, ou seja, sem clipping na entrada ou na saída do inversor, o MPPT irá escolherá o ponto de máxima potência. No entanto, existem limites de potência (curva azul), tensão (curva roxa) e corrente (curva laranja). Ao atingir um desses limites, o inversor cortará o ponto de operação na intersecção da curva I-V (curva verde) com este limite (de potência, tensão ou corrente). A perda pela limitação de corrente de entrada é muitas vezes mascarada pela perda de sobrecarga (oversizing) [8].
Fig. 9 – Limites operacionais do inversor. Adaptado de [8].
Quando a potência no ponto de máxima potência (Pmpp) está fora dos limites de tensão, corrente e potência, o ponto de operação é deslocado na curva I-V do arranjo, até sua interseção com uma linha limite. Na figura 9 observamos que, com o arranjo operando em 20 °C, o inversor não é capaz de operar no ponto de máxima potência (Pmpp), pois ultrapassaria o limite de potência máxima de entrada do inversor (Pmax). Ao invés disso, o inversor irá deslocar seu ponto de operação (Poper) e operar em um ponto de potência inferior àquela do ponto de máxima potência (Pmpp), ou seja, em direção a correntes mais baixas.
A limitação de corrente está ativa quando o Pmpp do arranjo está entre o limite Imax (laranja) e o limite Pmax (azul).
Para inversores de string a limitação de corrente também pode ocorrer quando o Pmpp do arranjo está ligeiramente acima do Pmax em tensões baixas. Isto é possível quando você define uma tensão baixa para o seu arranjo, ou seja, poucos módulos FV em série.
Agora vamos para exemplos práticos. Vamos pegar o módulo da figura 5, onde a sua potência nominal é igual a 670W, a Isc é igual a 18,36A e a Imp é igual a 17,44A. Em seguida, vamos pegar o inversor da figura 6, onde sua corrente máxima de curto-circuito de entrada é igual a 25A por entrada e sua corrente máxima de entrada é igual a 20A por entrada. Neste caso, módulo e inversor são compatíveis e não haverá limitação de corrente. Isto porque a corrente máxima de entrada do equipamento é consideravelmente maior que a Isc do módulo (20 > 18,36). Até mesmo em eventos de sobreirradiância, o inversor seria capaz de extrair dos módulos até 20A por entrada.
Por outro lado, se pegarmos o inversor da figura 7, cuja corrente máxima de entrada é igual 14A, a corrente extraída do módulo FV será de, no máximo, 14A, o que significa que o módulo não conseguirá fornecer o máximo de corrente que ele é capaz de produzir. Se considerarmos a Imp do módulo em condições padrão (STC), isso representa uma diferença de quase 25%, ou seja, quase 1/4 da capacidade do módulo será sub-utilizada. Em eventos de sobreirradiância esse percentual seria ainda maior.
Em outras palavras, supondo um módulo FV de 670 W que esteja recebendo uma irradiância tal que a corrente elétrica que esse módulo é capaz de fornecer seja de 18 A. Se esse módulo estiver conectado à um inversor com corrente máxima de entrada de 20 A, então esse inversor teria a capacidade de extrair toda a energia que o módulo é capaz de gerar. Por outro lado, se esse mesmo módulo estiver conectado à um inversor com corrente máxima de entrada de 14 A, esse inversor estaria limitando a capacidade de geração do módulo, o qual iria desempenhar de forma semelhante à um módulo de 550 Wp. Portanto, esse dimensionamento estaria incorreto por incompatibilidade entre inversor e módulo e o cliente final estaria jogando dinheiro fora ou comprar um módulo mais potente de forma desnecessária.
Em localidades com alta irradiância como o Brasil, não serão raros os momentos em que a limitação de corrente estará ativa, pois o Pmpp facilmente poderá estar entre o limite Imax (laranja) e o limite Pmax (azul). E como dito anteriormente, essa perda de geração geralmente é mascarada como se fosse um inversor apresentando clipping na saída.
A política de garantia dos inversores FV fica a critério de cada fabricante. Portanto, o mesmo deve ser consultado nos casos em que os limites de corrente máxima de curto-circuito de entrada ou de corrente máxima de entrada em um inversor FV podem ser violados.
O que é praticamente certo é que o limite de corrente máxima de curto-circuito de entrada jamais deve ser excedido, sob pena de perda de garantia. Por outro lado, exceder a corrente máxima de entrada, além de implicar em perdas por clipping de corrente de entrada poderá acarretar também em limitações de garantia. Por exemplo, existem fabricantes que reduzem o tempo de garantia de seus inversores em casos onde a Isc do módulo FV é maior que corrente máxima de entrada do inversor FV.
Existem fabricantes de inversores FV que usam como argumento comercial uma maior capacidade de corrente de entrada, pois isso reflete diretamente na maior capacidade do MPPT do inversor. Em outras palavras, os inversores fotovoltaicos preparados para módulos de alta potência geralmente apresentam uma corrente máxima de entrada maior que a Isc dos módulos fotovoltaicos mais modernos, desta forma, evitando perdas ou erros no dimensionamento do projeto e eventuais restrições de garantia.
A evolução tecnológica dos módulos fotovoltaicos, marcada pelo advento das arquiteturas half-cell e, mais recentemente, pelo aumento expressivo das correntes de operação, trouxe ganhos significativos de potência, eficiência e densidade energética. Entretanto, essa mesma evolução exige maior atenção ao dimensionamento dos inversores, uma vez que a compatibilidade entre módulo e inversor é determinante para o desempenho e a segurança de todo o sistema.
O estudo do clipping de corrente de entrada demonstra que, embora essa condição de operação possa parecer sutil, ela representa uma limitação real na extração da energia disponível dos módulos. Quando a corrente máxima de entrada do inversor é inferior à corrente de máxima potência do módulo (Imp), parte da capacidade de geração de energia dos módulos deixa de ser convertida - resultando em perdas diretas de geração e, consequentemente, de retorno financeiro para o investidor. Em regiões de alta irradiância, como o Brasil, esse cenário é ainda mais crítico, já que as condições de sobreirradiância podem elevar as correntes a valores muito superiores à condições de ensaio (STC), ativando frequentemente o limite de corrente dos inversores.
Portanto, o dimensionamento adequado dos inversores deve considerar não apenas os valores nominais das correntes de Isc e Imp, mas também os fatores como, os ganhos bifaciais a irradiância e as variações térmicas em campo. A prática de selecionar inversores com margens de segurança suficientes para suportar picos de corrente garante maior confiabilidade, longevidade e estabilidade operacional do sistema.
Além disso, o avanço dos microinversores e otimizadores de potência amplia as possibilidades de mitigação de clipping, ao permitir um rastreamento MPPT mais preciso e distribuído por módulo, reduzindo perdas associadas à não-uniformidade de irradiância e sombreamento parcial. A integração dessas tecnologias, somada a um correto entendimento das folhas de dados e limites operacionais dos equipamentos, consolida-se como uma estratégia essencial para projetos de alto desempenho e segurança elétrica.
Resumindo, a compatibilidade entre módulos e inversores não deve ser vista apenas como uma questão de especificação técnica, mas como um fator estratégico de eficiência e segurança dos sistemas fotovoltaicos modernos. O domínio sobre os conceitos de clipping de corrente e sobre as condições reais de operação é o que distingue um projeto comum de um sistema verdadeiramente otimizado, capaz de entregar o máximo de energia, confiabilidade e retorno ao longo de toda sua vida útil.
Referências
[1] L. R. do Nascimento, T. de Souza Viana, R. A. Campos, R. Rüther, “Extreme Solar Overirradiance Events: Occurrence and Impacts on Utility-Scale Photovoltaic Power Plants in Brazil”, Solar Energy. 186 (2019) 370-381.
[2] Almeida, M. P.; Zilles, R.; Lorenzo, E.: Extreme overirradiance events in São Paulo, Brazil. “Solar Energy”, v. 110, p. 168-173, 1 dez. 2014.
[3] Scarabelot, L. T.; Rampinelli, G. A.; Rambo, C. R., 2020. A sobreirradiância e seus impactos na produção e na vida útil dos inversores. FotoVolt, v. 6, p.44-53.
[4] Chase, O. A. et al.: A Low-Cost, Stand-Alone Sensory Platform for Monitoring Extreme Solar Overirradiance Events. “Sensors”, v. 18, n. 8, p. 2685, 15 ago. 2018.
[5] Inman, R. H.; Chu, Y.; Coimbra, C. F. M.: Cloud enhancement of global horizontal irradiance in California and Hawaii. “Solar Energy”, v. 130, p. 128-138, 1 jun. 2016.
[6] Yordanov, G. H.; Saetre, T. O.; Midgård, O. M.: Extreme Overirradiance Events in Norway: 1.6 suns measured close to 60°N. “Solar Energy”, v. 115, p. 68-73, 1 maio 2015.
[7] Piedehierro, A. A. et al.: Evaluation of enhancement events of total solar irradiance during cloudy condicions at Granada (Southeastern Spain). “Atmospheric Research”, v. 135-136, p. 1-7, 1 jan. 2014.
[8] PVsyst 7 Help Section, Grid Inverter: Inverter Operating Limits. Disponível em: https://www.pvsyst.com/help/index.html?inverter_operating_limits.htm. Acesso em: 23 fev. 2024.
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