Uma equipe de pesquisa internacional apresentou um novo método capaz de determinar a inclinação e o azimute de matrizes fotovoltaicas (PV) em telhados por meio da análise de dados operacionais de potência. Informações precisas sobre a orientação são críticas para estimar a geração de eletricidade e detectar falhas no sistema, no entanto, os registros de instalação frequentemente estão ausentes ou incorretos, enquanto as inspeções físicas no local permanecem impraticáveis para grandes portfólios de PV.

O autor correspondente Hanrong Huang explicou que o estudo oferece uma solução prática para recuperar a orientação dos painéis sem exigir uma visita ao local, mesmo ao considerar sombreamento parcial e limites geométricos em ângulos de inclinação baixos. A equipe validou a abordagem utilizando dados operacionais coletados em 2025 de 17 sistemas comerciais em telhados na Austrália, onde as orientações foram verificadas independentemente. O conjunto de dados consistia em medições de potência CC registradas em intervalos de cinco minutos para cada rastreador de ponto de máxima potência (MPPT).

Para estimar a irradiância solar nos painéis em vários ângulos, os pesquisadores utilizaram modelagem de céu claro do pvlib juntamente com dados meteorológicos ERA5. Ao selecionar períodos com alta irradiância direta e medições suficientes pela manhã e à tarde, um algoritmo de otimização identificou a orientação que melhor correspondia à saída de potência medida, ajustando simultaneamente a capacidade efetiva do sistema para levar em conta as perdas de potência.

O estudo comparou duas métricas de ajuste, R² e perda de Huber, avaliando como fatores como sombreamento, ângulos de inclinação baixos, resolução dos dados, temperatura do módulo e corte do inversor influenciaram a precisão. Enquanto o R² mede o alinhamento entre a potência modelada e observada, a perda de Huber minimiza o impacto de valores atípicos causados pelo sombreamento. Em sistemas sem sombreamento, o método recuperou a inclinação dentro de um erro mediano de cerca de 2° e o azimute dentro de 4° utilizando apenas dados de potência CC e coordenadas do local. Esta abordagem também permite determinar a orientação de matrizes individuais no nível do MPPT.

Os resultados indicaram que a modelagem de céu claro superou consistentemente os dados ERA5; confiar nos dados ERA5 levou a erros medianos significativamente maiores de 10° a 12° para a inclinação e de 48° a 62° para o azimute em sistemas sem sombreamento. O sombreamento foi encontrado como um fator que aumenta os erros de azimute, elevando-os de 4° para 35° ao usar a perda de Huber e de 15° para 27° com R². Além disso, determinar o azimute provou ser difícil em ângulos de inclinação abaixo de 5°, pois a orientação do painel tem um efeito mínimo na irradiância incidente, embora essa limitação tenha um impacto reduzido na geração estimada de eletricidade.

Huang observou que o próximo passo principal é reduzir o efeito do sombreamento parcial na precisão da recuperação, que permanece como a principal limitação do método. A equipe também visa tornar a técnica robusta contra outras condições operacionais do mundo real, como corte e desligamento de inversores, para garantir uma aplicação confiável em grande escala. As descobertas foram publicadas na revista Solar Energy sob o título "Recovering rooftop photovoltaic array tilt and azimuth from operational power data". A colaboração de pesquisa incluiu cientistas da Academia Chinesa de Ciências, da Universidade de Nova Gales do Sul, da Diagno Energy e da Global Sustainable Energy Solutions.

Fontes: pv magazine.