Um grupo de pesquisa liderado por cientistas da Universidade de Energia Elétrica do Nordeste da China (NEEPU) analisou o desempenho de módulos fotovoltaicos empoeirados sob diferentes intensidades de irradiância e ângulos de inclinação. Além disso, o grupo foi capaz de criar um modelo para prever a perda máxima de energia com base na intensidade de irradiância, ângulo de inclinação e densidade de deposição de poeira.
“Este artigo apresenta um modelo quadrático inovador com a taxa máxima de perda de energia como variável dependente e intensidade de irradiância, ângulo de inclinação e densidade de deposição de poeira como variáveis independentes”, disse o grupo. “Este modelo apresenta um avanço significativo na compreensão das interações entre densidade de deposição de poeira, intensidade de irradiância, ângulo de inclinação e potência máxima em sistemas fotovoltaicos, oferecendo novas perspectivas e metodologias valiosas para pesquisas futuras.”
A pesquisa começou coletando poeira dos PVs instalados no telhado da biblioteca da NEEPU. Por meio da espectroscopia de raios-x por dispersão de energia (EDS), o grupo constatou a presença dos elementos metálicos ferro (Fe), potássio (K), magnésio (Mg), alumínio (Al), cálcio (Ca), titânio (Ti) e manganês (Mn), além dos elementos não metálicos carbono (C) e oxigênio (O).
A configuração
Esse pó foi então misturado com álcool a 90%, para criar diferentes níveis de deposições, com densidades de 2,11 g/m2, 6,15 g/m2 e 10,13 g/m2. A mistura de poeira foi então usada para contaminar lâminas de vidro com baixo teor de ferro, que estavam prontas para teste após a evaporação do álcool. Uma lâmpada de xenônio foi usada para simular diferentes níveis de irradiância, ou seja, de 1.000 W/m2, 900 W/m2, 800 W/m2, 700 W/m2 e 600 W/m2. Nesses termos, os slides foram inclinados para 0 °, 15 °, 30 °, 45 ° e 60 °.
“O NEEPU está situado na região centro-oeste da cidade de Jilin, na China, que tem um clima temperado de monção continental. A temperatura interna do laboratório é de 20 ° C sem circulação de ar “, observaram os acadêmicos. “Com base na incerteza do instrumento, a análise anterior produz uma incerteza final de 1,42%. Este valor é menor que o limite de 2% definido pelos requisitos de engenharia, garantindo a precisão dos dados experimentais.”
De acordo com os resultados, a densidade de deposição de poeira tem um impacto mais substancial na corrente média de curto-circuito, tensão média de circuito aberto e potência máxima média sob altos níveis de irradiância, enquanto seu efeito na eficiência média de conversão é relativamente mais fraco. As diferenças nesses parâmetros entre várias outras condições não são significativas.
Os resultados
“Quando inclinado em um ângulo de 60° com uma irradiância de 1.000 W/m2, a corrente relativa de curto-circuito, a tensão relativa de circuito aberto, a potência máxima relativa e a eficiência de conversão relativa de um módulo fotovoltaico com densidade de deposição de poeira de 10,13 g/m2 são de 62,3%, 89%, 61% e 61%, respectivamente”, eles descobriram. “A corrente relativa de curto-circuito, a potência máxima relativa e a eficiência relativa de conversão aumentam com a irradiância, enquanto diminuem com a densidade da poeira e o ângulo de inclinação. No entanto, a tensão relativa de circuito aberto diminui com a irradiância, densidade de poeira e ângulo de inclinação.
Além disso, a equipe acadêmica investigou diferentes modelos de previsão para perda máxima de potência e encontrou um modelo quadrático que produziu os resultados mais precisos. “Ele usa intensidade de irradiação, ângulo de inclinação e densidade de deposição de poeira como variáveis independentes. O ângulo de inclinação tem o impacto mais significativo na taxa máxima de perda de potência, seguido pela intensidade de irradiância, enquanto o efeito da densidade de deposição de poeira é mínimo”, explicaram.
Os resultados foram apresentados em “Experimental study on the losses of dusty PV modules considering irradiance levels and tilt angles“, publicado na Energy Reports. A pesquisa foi conduzida por cientistas da Universidade de Energia Elétrica do Nordeste da China e da Datang Xinjiang Power Generation.
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