Com o crescente aumento na demanda de sistemas fotovoltaicos no mundo, torna-se cada vez mais importante uma correta e eficaz caracterização de módulos fotovoltaicos. A caracterização elétrica de tais dispositivos fotovoltaicos passa pela determinação da curva I-V na condição padrão e por outros parâmetros, que permitem qualificar o módulo e avaliar seu desempenho em diferentes condições de operação. Entre estes parâmetros estão a resistência série (RS), resistência paralela (RP), corrente de saturação reversa (I0) e o fator de idealidade do diodo (m). Convencionalmente a determinação destes parâmetros exige vários ensaios sob iluminação natural o que torna os procedimentos extremamente dependentes das condições climáticas. Por outro lado, para a correção das curvas I-V medidas em diferentes condições para a condição padrão de ensaio é necessária a determinação de coeficientes que descrevem a variação da corrente de curto-circuito e da tensão de circuito aberto com a temperatura, respectivamente () e ( ). Para obter estes coeficientes são necessários muitos ensaios com o módulo fotovoltaico sob a luz solar, sendo que vários parâmetros atuam simultaneamente, o que dificulta o isolamento da influência de cada um. Trabalhando com as equações que regem o comportamento de um gerador fotovoltaico, é possível verificar que esses parâmetros, com exceção de  podem ser determinados a partir de ensaios sem iluminação. Este trabalho apresenta os resultados da pesquisa realizada no Laboratório de Energia Solar da UFRGS para a determinação de I0, m e RS para módulos fotovoltaicos de silício cristalino, além do coeficiente de variação da tensão de circuito aberto com a temperatura ( ), obtidos através de curvas características no escuro. Os resultados obtidos para a determinação de foram comparados com ensaios sob iluminação natural, apresentando boa concordância com os mesmos. Os parâmetros encontrados a partir da análise de curvas I-V sem iluminação foram usados para a elaboração de curvas teóricas segundo o modelo exponencial de um diodo. Posteriormente essas curvas teóricas foram então superpostas a outras determinadas sob iluminação natural e a concordância pode ser considerada muito boa. Foi também realizada uma comparação do método aqui utilizado para a determinação da resistência série com a metodologia proposta pela norma ABNT e com o “método da pendente” de maneira que foi possível verificar a eficácia e confiabilidade do método proposto. / The number of photovoltaic solar energy installations is increasing for different applications in the world. Thus, it is very important to completely and accurately characterize the photovoltaic (PV) modules. In order to determine the electrical performance of a photovoltaic module, it is indispensable to determine the current-voltage characteristic curve (I-V), as well as to find the parameters required to transpose this curve to any climatic condition. Usually the determination of these parameters, such as series resistance (RS), shunt resistance (RP), reverse saturation current (I0) and diode ideality factor (m), require several tests under natural sunlight which makes this determination very dependent of the meteorological conditions. Moreover to transpose the I-V curve from different temperatures conditions it is necessary the determination of the temperature coefficients of current () and voltage ( ). To determinate these coefficients, many tests are also necessary with the photovoltaic module under the solar radiation, where several coefficients and parameters act simultaneously which makes difficult the isolation of the influence of each one. Analyzing the equations that govern the electrical behavior of a PV module, it is possible to verify that some of these parameters and coefficients can be obtained from I-V curves measured under dark conditions. This work presents the results from the research developed in the Laboratório de Energia Solar of the Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS) for the determination of I0, m and RS for crystalline silicon modules and the determination of coefficient from characteristic curves measured in dark conditions. The values for  obtained through dark measurements were compared with tests under solar radiation. The parameters determined from the study of dark I-V curves were used to plot theoretical I-V curves according to the one-diode model. Furthermore the I-V curves measured under solar radiation were compared to theoretical curves elaborated with the determined parameters resulting very good agreement. In this work the methods, proposed and the ABNT method, to determination of the series resistance, were compared in order to improve the proposed method of this work.

A conversão de radiação solar em energia elétrica por sistemas fotovoltaicos tem se intensificado nos últimos anos. Em sistemas autônomos ou conectados à rede elétrica, a estrutura de instalação dos módulos fotovoltaicos é geralmente fixa e com inclinação igual à latitude local. Uma importante parcela de instalações está utilizando seguidores solares de um ou dois eixos e apresentam um aumento significativo na produtividade do sistema. Este trabalho descreve a montagem de um seguidor solar azimutal (eixo vertical móvel) aplicado a módulos fotovoltaicos e compara a produção energética do mesmo com um sistema fixo. Os parâmetros monitorados para comparação foram: corrente fotogerada pelo sistema fixo e móvel, irradiância sobre o conjunto fixo e móvel, radiação global e temperatura dos módulos. Ambos os sistemas foram montados com inclinação igual à latitude local (30°). O ganho energético com a utilização do seguidor azimutal chegou a 24% em dias de céu parcialmente limpo, quando ocorre alto índice de radiação direta. O seguidor solar foi desenvolvido no Laboratório de Energia Solar da UFRGS, incluindo parte mecânica e controle eletrônico (hardware e software) do equipamento. O seguimento solar é realizado a cada 15 minutos (3,75°), um sensor óptico com haste de sombreamento determina se o conjunto está voltado para o Sol. A posição de retorno (leste) no final do dia, ½ dia (norte) e final de curso (oeste) é determinada por sensores magnéticos. O aumento de produtividade alcançado pelo conjunto com seguimento solar em períodos fora do central (das 11h às 13h) chegou a 38% em relação ao fixo. Foi utilizado um conjunto de equações para gerar curvas teóricas de irradiância sobre um plano inclinado fixo ou móvel a partir da radiação global horizontal medida. Os resultados foram comparados com curvas de irradiância geradas a partir de medidas feitas por células de referência mostrando concordância. / The conversion of solar radiation into electricity by photovoltaic systems has been intensified in the last years. In stand-alone or grid-connected systems, the structure of installation of photovoltaic modules is generally fixed and with an inclination equal to the local latitude. A significant number of installations are employing solar tracking along one or two axes with significant increase in the productivity of the system. This work describes the development of an azimuthal solar tracker (vertical axis mobile) applied to photovoltaic modules and compares its production of energy with a fixed system. The monitored parameters in both systems were electric current, horizontal and tilted irradiances, as well the temperature of the PV modules. Both systems were installed with an inclination equal to local latitude (30°). The energy gain with the use of azimuthal tracker reached 24% in days of partially clear sky, when there is a high rate of direct radiation. The solar tracker was developed at the Laboratório de Energia Solar at UFRGS, including the mechanical and electronic control (hardware and software) equipment. The tracking is performed at every 15 minutes, corresponding to 3.75°. An optical sensor determines whether the set is falling to the Sun. The return position (east) at the end of the day, noon (north) and end of course (west) is determined by magnetic sensors. The productivity increase reached by the sun tracker along tracking periods outside the central hours (11h to 13h) reached 38% in relation to the fixed system. A set of equations were used to generate irradiance curves on a theoretical plane, fixed or mobile, from the measured global horizontal radiation. The theoretical results agree with curves of irradiance obtained from measurements made with reference cells.

Foi realizado um estudo para analisar a distribuição de temperaturas entre as células de um módulo fotovoltaico e verificar a possível influência desta distribuição de temperaturas nos resultados de ensaios de características elétricas dos módulos. Teoricamente foram analisadas as principais características que justificariam diferenças de temperatura entre as células de um módulo fotovoltaico. Dentre estas características estão o posicionamento das células do módulo fotovoltaico, a quantidade de radiação solar que é absorvida pelas células, as condições ambientais, as propriedades dos materiais que compõem o módulo fotovoltaico e as condições de carga. Com base nestes resultados foi desenvolvido um programa computacional para realizar simulações considerando as condições ambientais como dados de entrada. No seu desenvolvimento foram realizados ensaios para ajustar as características associadas aos materiais do módulo e verificar a coerência dos coeficientes de transferência de calor. Foram medidas as temperaturas das células do módulo fotovoltaico com três metodologias diferentes: usando termometria sem contato, com sensores de contato e com recurso de imagens termográficas. Durante os ensaios em condições de operação o módulo foi colocado em circuito aberto e curto-circuito por determinados intervalos de tempo, sempre acompanhado da medida da temperatura das suas células. Todos os módulos ensaiados apresentaram distribuições de temperaturas não uniformes na condição de curto-circuito. Em relação ao programa de simulação considera-se que seus resultados seguem de forma bastante satisfatória as temperaturas medidas quando o módulo está em diferentes condições ambientais. Concluiu-se, tanto da análise teórica quanto da análise experimental, que o efeito da distribuição de temperatura sobre as curvas características dos módulos é muito pequeno. Mesmo assim, para evitar os efeitos de distribuição não uniforme de temperatura, os módulos devem ser preparados para os ensaios de curvas características na condição de circuito aberto e não em curto-circuito. Adicionalmente ficou evidenciado que a escolha equivocada de uma célula mais aquecida, como representativa da temperatura média do módulo, pode acarretar em um erro importante que é repassado à curva característica quando esta é transladada para uma condição de interesse. / A study was made to analyze the cell temperature distribution in a photovoltaic module and to verify the possible influence of this temperature distribution in the results of the module characteristic determination tests. The main factors that could originate temperature differences between cells were theoretically analyzed. Among these factors are the cells positioning in the module, the amount of solar radiation absorbed by the cells, the environmental conditions, the properties of the materials that compose the photovoltaic module and the load conditions. A simulation software, considering meteorological conditions as input data, was developed. Tests were carried out in order to adjust the characteristics associated to the module materials and to verify the coherence of the heat transfer coefficients. The temperatures of the photovoltaic module cells were measured with three different methodologies: using non-contact thermometry, with contact temperature sensors and with the resources of thermographic imagery. The modules were tested under different environmental conditions. During the tests under operational conditions, the module was connected in open-circuit and short-circuit for determined time periods, while the cells temperatures were monitored. All the tested modules presented non-uniform temperature distribution under the short-circuit condition. Concerning the simulation program, we consider that its results follow the measured temperatures in a very satisfactory way for any environmental condition. We concluded, either from the theoretical as from the experimental analysis, that the effects of the temperature distribution in the module characteristic curve are very small. Anyway, in order to avoid the possible consequences of non-uniform temperature, the modules should be prepared for characteristic curves tests under the open-circuit condition and not in short-circuit. Furthermore, it became evident the care that should be taken when choosing a cell as a representative of the average temperature of the module. A bad choice can lead to an important error that is propagated when the characteristic curve is translated to an operational condition of interest.

Foi realizado um estudo para analisar a distribuição de temperaturas entre as células de um módulo fotovoltaico e verificar a possível influência desta distribuição de temperaturas nos resultados de ensaios de características elétricas dos módulos. Teoricamente foram analisadas as principais características que justificariam diferenças de temperatura entre as células de um módulo fotovoltaico. Dentre estas características estão o posicionamento das células do módulo fotovoltaico, a quantidade de radiação solar que é absorvida pelas células, as condições ambientais, as propriedades dos materiais que compõem o módulo fotovoltaico e as condições de carga. Com base nestes resultados foi desenvolvido um programa computacional para realizar simulações considerando as condições ambientais como dados de entrada. No seu desenvolvimento foram realizados ensaios para ajustar as características associadas aos materiais do módulo e verificar a coerência dos coeficientes de transferência de calor. Foram medidas as temperaturas das células do módulo fotovoltaico com três metodologias diferentes: usando termometria sem contato, com sensores de contato e com recurso de imagens termográficas. Durante os ensaios em condições de operação o módulo foi colocado em circuito aberto e curto-circuito por determinados intervalos de tempo, sempre acompanhado da medida da temperatura das suas células. Todos os módulos ensaiados apresentaram distribuições de temperaturas não uniformes na condição de curto-circuito. Em relação ao programa de simulação considera-se que seus resultados seguem de forma bastante satisfatória as temperaturas medidas quando o módulo está em diferentes condições ambientais. Concluiu-se, tanto da análise teórica quanto da análise experimental, que o efeito da distribuição de temperatura sobre as curvas características dos módulos é muito pequeno. Mesmo assim, para evitar os efeitos de distribuição não uniforme de temperatura, os módulos devem ser preparados para os ensaios de curvas características na condição de circuito aberto e não em curto-circuito. Adicionalmente ficou evidenciado que a escolha equivocada de uma célula mais aquecida, como representativa da temperatura média do módulo, pode acarretar em um erro importante que é repassado à curva característica quando esta é transladada para uma condição de interesse. / A study was made to analyze the cell temperature distribution in a photovoltaic module and to verify the possible influence of this temperature distribution in the results of the module characteristic determination tests. The main factors that could originate temperature differences between cells were theoretically analyzed. Among these factors are the cells positioning in the module, the amount of solar radiation absorbed by the cells, the environmental conditions, the properties of the materials that compose the photovoltaic module and the load conditions. A simulation software, considering meteorological conditions as input data, was developed. Tests were carried out in order to adjust the characteristics associated to the module materials and to verify the coherence of the heat transfer coefficients. The temperatures of the photovoltaic module cells were measured with three different methodologies: using non-contact thermometry, with contact temperature sensors and with the resources of thermographic imagery. The modules were tested under different environmental conditions. During the tests under operational conditions, the module was connected in open-circuit and short-circuit for determined time periods, while the cells temperatures were monitored. All the tested modules presented non-uniform temperature distribution under the short-circuit condition. Concerning the simulation program, we consider that its results follow the measured temperatures in a very satisfactory way for any environmental condition. We concluded, either from the theoretical as from the experimental analysis, that the effects of the temperature distribution in the module characteristic curve are very small. Anyway, in order to avoid the possible consequences of non-uniform temperature, the modules should be prepared for characteristic curves tests under the open-circuit condition and not in short-circuit. Furthermore, it became evident the care that should be taken when choosing a cell as a representative of the average temperature of the module. A bad choice can lead to an important error that is propagated when the characteristic curve is translated to an operational condition of interest.

Foi realizado um estudo para analisar a distribuição de temperaturas entre as células de um módulo fotovoltaico e verificar a possível influência desta distribuição de temperaturas nos resultados de ensaios de características elétricas dos módulos. Teoricamente foram analisadas as principais características que justificariam diferenças de temperatura entre as células de um módulo fotovoltaico. Dentre estas características estão o posicionamento das células do módulo fotovoltaico, a quantidade de radiação solar que é absorvida pelas células, as condições ambientais, as propriedades dos materiais que compõem o módulo fotovoltaico e as condições de carga. Com base nestes resultados foi desenvolvido um programa computacional para realizar simulações considerando as condições ambientais como dados de entrada. No seu desenvolvimento foram realizados ensaios para ajustar as características associadas aos materiais do módulo e verificar a coerência dos coeficientes de transferência de calor. Foram medidas as temperaturas das células do módulo fotovoltaico com três metodologias diferentes: usando termometria sem contato, com sensores de contato e com recurso de imagens termográficas. Durante os ensaios em condições de operação o módulo foi colocado em circuito aberto e curto-circuito por determinados intervalos de tempo, sempre acompanhado da medida da temperatura das suas células. Todos os módulos ensaiados apresentaram distribuições de temperaturas não uniformes na condição de curto-circuito. Em relação ao programa de simulação considera-se que seus resultados seguem de forma bastante satisfatória as temperaturas medidas quando o módulo está em diferentes condições ambientais. Concluiu-se, tanto da análise teórica quanto da análise experimental, que o efeito da distribuição de temperatura sobre as curvas características dos módulos é muito pequeno. Mesmo assim, para evitar os efeitos de distribuição não uniforme de temperatura, os módulos devem ser preparados para os ensaios de curvas características na condição de circuito aberto e não em curto-circuito. Adicionalmente ficou evidenciado que a escolha equivocada de uma célula mais aquecida, como representativa da temperatura média do módulo, pode acarretar em um erro importante que é repassado à curva característica quando esta é transladada para uma condição de interesse. / A study was made to analyze the cell temperature distribution in a photovoltaic module and to verify the possible influence of this temperature distribution in the results of the module characteristic determination tests. The main factors that could originate temperature differences between cells were theoretically analyzed. Among these factors are the cells positioning in the module, the amount of solar radiation absorbed by the cells, the environmental conditions, the properties of the materials that compose the photovoltaic module and the load conditions. A simulation software, considering meteorological conditions as input data, was developed. Tests were carried out in order to adjust the characteristics associated to the module materials and to verify the coherence of the heat transfer coefficients. The temperatures of the photovoltaic module cells were measured with three different methodologies: using non-contact thermometry, with contact temperature sensors and with the resources of thermographic imagery. The modules were tested under different environmental conditions. During the tests under operational conditions, the module was connected in open-circuit and short-circuit for determined time periods, while the cells temperatures were monitored. All the tested modules presented non-uniform temperature distribution under the short-circuit condition. Concerning the simulation program, we consider that its results follow the measured temperatures in a very satisfactory way for any environmental condition. We concluded, either from the theoretical as from the experimental analysis, that the effects of the temperature distribution in the module characteristic curve are very small. Anyway, in order to avoid the possible consequences of non-uniform temperature, the modules should be prepared for characteristic curves tests under the open-circuit condition and not in short-circuit. Furthermore, it became evident the care that should be taken when choosing a cell as a representative of the average temperature of the module. A bad choice can lead to an important error that is propagated when the characteristic curve is translated to an operational condition of interest.

A geração de energia fotovoltaica continua em crescimento e por isso estudos relacionados à aplicação de diferentes tecnologias fotovoltaicas se tornam muito importantes. A tecnologia de células fotovoltaicas de silício cristalino representa a maior parte da aplicação de energia solar fotovoltaica atualmente. Os módulos com tecnologias de filmes finos foram apresentados ao mercado como uma nova geração de módulos e atualmente são referenciados como módulos fotovoltaicos de segunda geração. As tecnologias de filmes finos possuem algumas vantagens em relação ao silício cristalino, como por exemplo: menor quantidade de material, menor custo de produção e possibilidade de se produzir células e módulos flexíveis, embora em geral apresentem eficiências menores. Existem tecnologias de filmes finos aplicadas à geração fotovoltaica que apresentam instabilidade quando expostas à radiação solar, variando a potência gerada do módulo nas primeiras horas de exposição. Esses efeitos motivaram a padronização de um ensaio de exposição solar, do inglês light-soaking, que atualmente é previsto por uma norma internacional de qualificação de módulos fotovoltaicos (IEC 61646). Neste trabalho, desenvolveu-se uma metodologia para realizar o ensaio lightsoaking e construiu-se uma bancada de testes para obter resultados experimentais a partir de módulos expostos na cobertura do prédio anexo do LABSOL. Para isso, foi realizada uma análise de área livre de sombra disponível, bem como montada a estrutura metálica de sustentação para os módulos. Também foram instaladas resistências elétricas para dissipação de potência dos módulos e montado painel elétrico dentro do prédio centralizando as conexões necessárias. O experimento também contou com o desenvolvimento de um programa em linguagem Visual Basic® para interagir com os instrumentos de medição e realizar o monitoramento do ensaio. Neste trabalho foram ensaiados quatro módulos com diferentes tecnologias de filmes finos, as quais: silício amorfo com tripla junção, silício amorfo com uma junção, CIGS (Disseleneto de Cobre, Índio e Gálio) e por último dupla junção de silício amorfo com silício microcristalino. O experimento foi conduzido por 55 dias, sendo que a cada minuto o programa registrou dados de irradiância, irradiação acumulada e temperatura dos módulos. Ao final do experimento, os módulos receberam no total 347 kWh/m2 de irradiação e, durante o ensaio, foram realizadas ao todo 8 medições de curva característica corrente versus tensão para verificar o desempenho dos módulos. Antes e após a exposição, também foram realizadas medições em um simulador solar a fim de se obter medidas em condições controladas de temperatura e irradiância. Ao aplicar o critério de estabilização previsto na norma IEC 61646, verificou-se que todos os módulos o atenderam. Contudo, os módulos com tecnologia de uma junção de silício amorfo e com tecnologia de tripla junção de silício amorfo voltaram a apresentar degradação acima do máximo estabelecido pela norma IEC 61646 após continuarem expostos à radiação solar. Sendo assim, pode ser necessário alterar o critério para um maior valor de irradiação acumulada entre cada avaliação de degradação destes módulos, principalmente quando o ensaio é realizado com temperatura externa elevada. A metodologia mostrou que esse ensaio pode ser realizado em ambiente externo com luz natural de maneira prática e econômica, porém realizar as medições de curva característica com luz natural e temperatura não controlada implica em adicionar algumas incertezas ao ensaio. / The photovoltaic (PV) power generation continues to grow and so studies related to the application of different photovoltaic technologies become very important. The crystalline silicon solar cells technology is the most current application of PV power generation. The photovoltaic modules with thin film technologies were presented to the market as a new generation of modules and are currently referred to as second generation PV modules. The thin film technologies have some advantages compared to crystalline silicon, for example, less material, lower cost of production and ability to produce flexible cells and modules, although generally have lower efficiencies. There are thin film technologies for photovoltaic conversion that show instability when exposed to the sun, varying the power generated in the early hours of sun exposure. These effects led to the standardization of a sun exposure test, the light-soaking test, which is currently standardized by an international standard of qualification of photovoltaic modules (IEC 61646). In this study, we developed a methodology to perform the light-soaking test and built a workbench to obtain experimental results from PV modules set out in the LABSOL building. For this purpose, a shadow analysis was performed as well as the metal structure mounted to support the photovoltaic modules. Resistive loads were also installed in order to dissipate the power of the modules. An electrical panel was mounted inside the building to centralize the necessary connections. The workbench also included the development of a program in Visual Basic® to interact with the measuring instruments and carry out the monitoring of the experiment. In this work we tested four modules with different thin film technologies, including: triple junction amorphous silicon, single junction amorphous silicon, CIGS (Copper Indium Gallium Diselenide) and tandem junction of amorphous silicon and microcrystalline silicon. The experiment was conducted over 55 days, and every minute the program recorded irradiance data, accumulated irradiation and module temperature. At the end of the experiment, the modules received 347 kWh/m2 of irradiation. During the test, there were a total of 8 characteristic curve (I x V) measurements to verify the performance of the modules. Before and after exposure, were also performed measurements in a solar simulator. By applying the stabilization criteria presented in IEC 61646 it was found that all the modules have been considered stabilized. However, after being exposed to more hours of sunlight, the single junction amorphous silicon module and the triple junction amorphous silicon module presented degradation above the maximum established by IEC 61646 standard. Thus, it may be necessary to change the criteria for a higher value of accumulated irradiation between assessments of degradation of these modules, especially when the test is performed with high external temperature. The methodology showed that this test may be performed outdoors under natural light in a practical and economical way, but the characteristic curve measurements with natural light and uncontrolled temperature add some uncertainty to the test.

A geração de energia fotovoltaica continua em crescimento e por isso estudos relacionados à aplicação de diferentes tecnologias fotovoltaicas se tornam muito importantes. A tecnologia de células fotovoltaicas de silício cristalino representa a maior parte da aplicação de energia solar fotovoltaica atualmente. Os módulos com tecnologias de filmes finos foram apresentados ao mercado como uma nova geração de módulos e atualmente são referenciados como módulos fotovoltaicos de segunda geração. As tecnologias de filmes finos possuem algumas vantagens em relação ao silício cristalino, como por exemplo: menor quantidade de material, menor custo de produção e possibilidade de se produzir células e módulos flexíveis, embora em geral apresentem eficiências menores. Existem tecnologias de filmes finos aplicadas à geração fotovoltaica que apresentam instabilidade quando expostas à radiação solar, variando a potência gerada do módulo nas primeiras horas de exposição. Esses efeitos motivaram a padronização de um ensaio de exposição solar, do inglês light-soaking, que atualmente é previsto por uma norma internacional de qualificação de módulos fotovoltaicos (IEC 61646). Neste trabalho, desenvolveu-se uma metodologia para realizar o ensaio lightsoaking e construiu-se uma bancada de testes para obter resultados experimentais a partir de módulos expostos na cobertura do prédio anexo do LABSOL. Para isso, foi realizada uma análise de área livre de sombra disponível, bem como montada a estrutura metálica de sustentação para os módulos. Também foram instaladas resistências elétricas para dissipação de potência dos módulos e montado painel elétrico dentro do prédio centralizando as conexões necessárias. O experimento também contou com o desenvolvimento de um programa em linguagem Visual Basic® para interagir com os instrumentos de medição e realizar o monitoramento do ensaio. Neste trabalho foram ensaiados quatro módulos com diferentes tecnologias de filmes finos, as quais: silício amorfo com tripla junção, silício amorfo com uma junção, CIGS (Disseleneto de Cobre, Índio e Gálio) e por último dupla junção de silício amorfo com silício microcristalino. O experimento foi conduzido por 55 dias, sendo que a cada minuto o programa registrou dados de irradiância, irradiação acumulada e temperatura dos módulos. Ao final do experimento, os módulos receberam no total 347 kWh/m2 de irradiação e, durante o ensaio, foram realizadas ao todo 8 medições de curva característica corrente versus tensão para verificar o desempenho dos módulos. Antes e após a exposição, também foram realizadas medições em um simulador solar a fim de se obter medidas em condições controladas de temperatura e irradiância. Ao aplicar o critério de estabilização previsto na norma IEC 61646, verificou-se que todos os módulos o atenderam. Contudo, os módulos com tecnologia de uma junção de silício amorfo e com tecnologia de tripla junção de silício amorfo voltaram a apresentar degradação acima do máximo estabelecido pela norma IEC 61646 após continuarem expostos à radiação solar. Sendo assim, pode ser necessário alterar o critério para um maior valor de irradiação acumulada entre cada avaliação de degradação destes módulos, principalmente quando o ensaio é realizado com temperatura externa elevada. A metodologia mostrou que esse ensaio pode ser realizado em ambiente externo com luz natural de maneira prática e econômica, porém realizar as medições de curva característica com luz natural e temperatura não controlada implica em adicionar algumas incertezas ao ensaio. / The photovoltaic (PV) power generation continues to grow and so studies related to the application of different photovoltaic technologies become very important. The crystalline silicon solar cells technology is the most current application of PV power generation. The photovoltaic modules with thin film technologies were presented to the market as a new generation of modules and are currently referred to as second generation PV modules. The thin film technologies have some advantages compared to crystalline silicon, for example, less material, lower cost of production and ability to produce flexible cells and modules, although generally have lower efficiencies. There are thin film technologies for photovoltaic conversion that show instability when exposed to the sun, varying the power generated in the early hours of sun exposure. These effects led to the standardization of a sun exposure test, the light-soaking test, which is currently standardized by an international standard of qualification of photovoltaic modules (IEC 61646). In this study, we developed a methodology to perform the light-soaking test and built a workbench to obtain experimental results from PV modules set out in the LABSOL building. For this purpose, a shadow analysis was performed as well as the metal structure mounted to support the photovoltaic modules. Resistive loads were also installed in order to dissipate the power of the modules. An electrical panel was mounted inside the building to centralize the necessary connections. The workbench also included the development of a program in Visual Basic® to interact with the measuring instruments and carry out the monitoring of the experiment. In this work we tested four modules with different thin film technologies, including: triple junction amorphous silicon, single junction amorphous silicon, CIGS (Copper Indium Gallium Diselenide) and tandem junction of amorphous silicon and microcrystalline silicon. The experiment was conducted over 55 days, and every minute the program recorded irradiance data, accumulated irradiation and module temperature. At the end of the experiment, the modules received 347 kWh/m2 of irradiation. During the test, there were a total of 8 characteristic curve (I x V) measurements to verify the performance of the modules. Before and after exposure, were also performed measurements in a solar simulator. By applying the stabilization criteria presented in IEC 61646 it was found that all the modules have been considered stabilized. However, after being exposed to more hours of sunlight, the single junction amorphous silicon module and the triple junction amorphous silicon module presented degradation above the maximum established by IEC 61646 standard. Thus, it may be necessary to change the criteria for a higher value of accumulated irradiation between assessments of degradation of these modules, especially when the test is performed with high external temperature. The methodology showed that this test may be performed outdoors under natural light in a practical and economical way, but the characteristic curve measurements with natural light and uncontrolled temperature add some uncertainty to the test.

A geração de energia fotovoltaica continua em crescimento e por isso estudos relacionados à aplicação de diferentes tecnologias fotovoltaicas se tornam muito importantes. A tecnologia de células fotovoltaicas de silício cristalino representa a maior parte da aplicação de energia solar fotovoltaica atualmente. Os módulos com tecnologias de filmes finos foram apresentados ao mercado como uma nova geração de módulos e atualmente são referenciados como módulos fotovoltaicos de segunda geração. As tecnologias de filmes finos possuem algumas vantagens em relação ao silício cristalino, como por exemplo: menor quantidade de material, menor custo de produção e possibilidade de se produzir células e módulos flexíveis, embora em geral apresentem eficiências menores. Existem tecnologias de filmes finos aplicadas à geração fotovoltaica que apresentam instabilidade quando expostas à radiação solar, variando a potência gerada do módulo nas primeiras horas de exposição. Esses efeitos motivaram a padronização de um ensaio de exposição solar, do inglês light-soaking, que atualmente é previsto por uma norma internacional de qualificação de módulos fotovoltaicos (IEC 61646). Neste trabalho, desenvolveu-se uma metodologia para realizar o ensaio lightsoaking e construiu-se uma bancada de testes para obter resultados experimentais a partir de módulos expostos na cobertura do prédio anexo do LABSOL. Para isso, foi realizada uma análise de área livre de sombra disponível, bem como montada a estrutura metálica de sustentação para os módulos. Também foram instaladas resistências elétricas para dissipação de potência dos módulos e montado painel elétrico dentro do prédio centralizando as conexões necessárias. O experimento também contou com o desenvolvimento de um programa em linguagem Visual Basic® para interagir com os instrumentos de medição e realizar o monitoramento do ensaio. Neste trabalho foram ensaiados quatro módulos com diferentes tecnologias de filmes finos, as quais: silício amorfo com tripla junção, silício amorfo com uma junção, CIGS (Disseleneto de Cobre, Índio e Gálio) e por último dupla junção de silício amorfo com silício microcristalino. O experimento foi conduzido por 55 dias, sendo que a cada minuto o programa registrou dados de irradiância, irradiação acumulada e temperatura dos módulos. Ao final do experimento, os módulos receberam no total 347 kWh/m2 de irradiação e, durante o ensaio, foram realizadas ao todo 8 medições de curva característica corrente versus tensão para verificar o desempenho dos módulos. Antes e após a exposição, também foram realizadas medições em um simulador solar a fim de se obter medidas em condições controladas de temperatura e irradiância. Ao aplicar o critério de estabilização previsto na norma IEC 61646, verificou-se que todos os módulos o atenderam. Contudo, os módulos com tecnologia de uma junção de silício amorfo e com tecnologia de tripla junção de silício amorfo voltaram a apresentar degradação acima do máximo estabelecido pela norma IEC 61646 após continuarem expostos à radiação solar. Sendo assim, pode ser necessário alterar o critério para um maior valor de irradiação acumulada entre cada avaliação de degradação destes módulos, principalmente quando o ensaio é realizado com temperatura externa elevada. A metodologia mostrou que esse ensaio pode ser realizado em ambiente externo com luz natural de maneira prática e econômica, porém realizar as medições de curva característica com luz natural e temperatura não controlada implica em adicionar algumas incertezas ao ensaio. / The photovoltaic (PV) power generation continues to grow and so studies related to the application of different photovoltaic technologies become very important. The crystalline silicon solar cells technology is the most current application of PV power generation. The photovoltaic modules with thin film technologies were presented to the market as a new generation of modules and are currently referred to as second generation PV modules. The thin film technologies have some advantages compared to crystalline silicon, for example, less material, lower cost of production and ability to produce flexible cells and modules, although generally have lower efficiencies. There are thin film technologies for photovoltaic conversion that show instability when exposed to the sun, varying the power generated in the early hours of sun exposure. These effects led to the standardization of a sun exposure test, the light-soaking test, which is currently standardized by an international standard of qualification of photovoltaic modules (IEC 61646). In this study, we developed a methodology to perform the light-soaking test and built a workbench to obtain experimental results from PV modules set out in the LABSOL building. For this purpose, a shadow analysis was performed as well as the metal structure mounted to support the photovoltaic modules. Resistive loads were also installed in order to dissipate the power of the modules. An electrical panel was mounted inside the building to centralize the necessary connections. The workbench also included the development of a program in Visual Basic® to interact with the measuring instruments and carry out the monitoring of the experiment. In this work we tested four modules with different thin film technologies, including: triple junction amorphous silicon, single junction amorphous silicon, CIGS (Copper Indium Gallium Diselenide) and tandem junction of amorphous silicon and microcrystalline silicon. The experiment was conducted over 55 days, and every minute the program recorded irradiance data, accumulated irradiation and module temperature. At the end of the experiment, the modules received 347 kWh/m2 of irradiation. During the test, there were a total of 8 characteristic curve (I x V) measurements to verify the performance of the modules. Before and after exposure, were also performed measurements in a solar simulator. By applying the stabilization criteria presented in IEC 61646 it was found that all the modules have been considered stabilized. However, after being exposed to more hours of sunlight, the single junction amorphous silicon module and the triple junction amorphous silicon module presented degradation above the maximum established by IEC 61646 standard. Thus, it may be necessary to change the criteria for a higher value of accumulated irradiation between assessments of degradation of these modules, especially when the test is performed with high external temperature. The methodology showed that this test may be performed outdoors under natural light in a practical and economical way, but the characteristic curve measurements with natural light and uncontrolled temperature add some uncertainty to the test.

Submitted by admin tede (tede@pucgoias.edu.br) on 2018-08-23T10:49:49Z No. of bitstreams: 1 FELIPE RABELO RODRIGUES ALVES.pdf: 2420637 bytes, checksum: 29b86a56944a6b8d8dd2f04052fb7420 (MD5) / Made available in DSpace on 2018-08-23T10:49:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1 FELIPE RABELO RODRIGUES ALVES.pdf: 2420637 bytes, checksum: 29b86a56944a6b8d8dd2f04052fb7420 (MD5) Previous issue date: 2018-06-06 / The dependence on nonrenewable sources and concern about high levels of pollutant emissions encourage the use of systems that are derived from renewable resources. In this way, photovoltaic systems are seen as promising because they depend on a clean and abundant source, especially in areas of tropical climate, the solar radiation. However, the accumulation of soiling on the surfaces of photovoltaic modules is one of the main environmental factors that cause of the loss of efficiency of these systems, together with irradiance, temperature and shading. In this sense, the present work seeks to verify the soiling effects on the efficiency of photovoltaic modules, through data collection, measurement of specific parameters, statistical analysis and comparisons of scenarios of dirty and clean modules. For the verification and quantification of soiling interference in the efficiency of photovoltaic modules, the electrical and environmental parameters capable of characterizing them are obtained: Isc - Short circuit current (A); Voc - Open circuit voltage (V); G - Solar irradiance (W/m²); T - Module temperature (°C). From the results it can be observed that the intensity of the solar radiation has greater influence on the current of the module, while the temperature directly affects the voltage. This work showed that, in the universe studied, soiling has reduced the power generation efficiency of modules by 3,2% for accumulated soiling in periods of 45 days, and by 18% for accumulated soiling in a longer period of 3,5 years. The characterization of the soiling showed that in addition to mineral particles, there is also organic matter derived from biofilms, which makes it difficult to clean the modules by natural methods (rains and winds). Based on the bibliography and the tests realized, it is estimated that the periodicity of the hygiene should not exceed 60 days, with that, the effects of the soiling are reduced significantly. / A dependência por fontes não renováveis e a preocupação com os elevados níveis de emissões de poluentes estimulam o uso de sistemas que são provenientes de recursos renováveis. Com isso, são vistos como promissores os sistemas fotovoltaicos, por dependerem de uma fonte limpa e abundante, em especial em áreas de clima tropical, a radiação solar. Porém, o acúmulo de sujeira nas superfícies de módulos fotovoltaicos é um dos principais fatores ambientais que causam perda de eficiência desses sistemas, juntamente com irradiância, temperatura e sombreamento. Neste sentido, o presente trabalho busca verificar os efeitos da sujidade na eficiência dos módulos fotovoltaicos, por meio de coletas de dados, medições de parâmetros específicos, análise estatística e comparações de cenários de módulos sujos e limpos. Para a comprovação e quantificação da interferência da sujidade na eficiência de módulos fotovoltaicos são obtidos os parâmetros elétricos e ambientais capazes de caracterizá-los, são eles: Isc - Corrente de curto-circuito (A); Voc - Tensão de circuito aberto (V); G - Irradiância solar (W/m²); T - Temperatura do módulo (°C). A partir dos resultados pode-se observar que a intensidade da radiação solar tem maior influência sobre a corrente do módulo, enquanto que a temperatura afeta diretamente a tensão. Este trabalho comprovou que, no universo estudado, a sujidade diminuiu a eficiência dos módulos em até 3,2% para sujeira acumulada em períodos de 45 dias, e em até 18% para sujidades acumuladas por um período mais longo, de 3,5 anos. A caracterização da sujidade demonstrou que além de partículas minerais, há também matéria orgânica derivada de biofilmes, que dificulta a limpeza dos módulos pelos métodos naturais (chuvas e ventos). Com base na bibliografia e nos ensaios realizados, estima-se que a periodicidade de higienização não deva exceder 60 dias, assim os efeitos da sujidade são reduzidos significativamente.

Tese de mestrado integrado. Engenharia Electrotécnica e de Computadores (Energia). Faculdade de Engenharia. Universidade do Porto. 2012