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O modelo de um diodo é o mais utilizado na simulação de sistemas fotovoltaicos. Contudo, é reconhecido que este possui desempenho inferior em certas situações operativas, em especial na modelagem de condições de baixas irradiâncias, inferiores a 300 W/m². Assim, este trabalho se propõe a estudar o modelo de um diodo, compreendendo as funções de cada um dos parâmetros e avaliando seus comportamentos nas diferentes condições de temperatura e irradiância, a fim de propor aprimoramentos. Primeiramente, são analisados os trabalhos experimentais e os modelos da literatura, a fim de compreender as abordagens tradicionalmente utilizadas. A seguir, com a realização de dois conjuntos de ensaios experimentais em simulador solar com condições controladas, utilizando uma amostra de módulos fotovoltaicos de silício cristalino, extrai-se os parâmetros da curva I-V de cada uma das condições de estudo, e, desses dados, avalia-se possíveis ajustes no modelo de um diodo. Na primeira etapa, a temperatura constante, são propostas equações de variação das resistências série e paralela com a irradiância, e demonstra-se que estas levam a curvas mais adequadas a baixas irradiâncias que o modelo tradicional. Posteriormente, com os dados a diferentes temperaturas, na irradiância de referência avalia-se que o recálculo de I0 a cada condição é a opção mais adequada para esses casos. Na sequência, nas medições com temperaturas e irradiâncias distintas das condições de referências, conclui-se que um ajuste no coeficiente de temperatura da tensão de circuito aberto, β, com a irradiância leva a uma melhora notável nas curvas I-V, especialmente a baixas irradiâncias e altas temperaturas. Por fim, em um ensaio em condições externas, são comparados os resultados de um modelo de um diodo mais simplificado com outro que utiliza as alterações propostas. Os resultados confirmam a tendência verificada nas medições do simulador, de maior adequação às curvas I-V medidas quando aplicados os aprimoramentos propostos. The single diode model is the most used for the photovoltaic systems modeling. However, it is a known fact that the model presents lower performance in certain conditions, as in the modeling of low irradiance operation, especially for those lower than 300 W/m². So, this work aims to study the single diode model, understanding the function of each parameter and evaluating its behavior on different irradiance and temperature conditions, so that adjustments can be proposed. First, experimental works and proposed models on the literature are analyzed, in order to understand the traditional approaches. Next, two sets of experiments are performed on a solar simulator, with controlled conditions, on a sample of PV crystalline silicon modules. The I-V curves of each studied condition are extracted, and from these data, possible improvements to the single diode model are evaluated. On the first step, using constant temperature, equations for the variation of the series and the parallel resistances are proposed, and it is demonstrated that these lead to more adequate I-V curves than the traditional model. Later, concerning temperature variations, at reference irradiance, it is shown that the recalculation of I0 at each condition is the most adequate option. Following, on measurements with distinct temperature and irradiance conditions, it is concluded that an adjustment on the open circuit thermal coefficient, β, leads to a noticeable improvement of the I-V curves, specially under low irradiance and high temperatures. Finally, on an outdoor test, the results of a simple single diode model are compared with the ones obtained with the improved model. The results confirm the trend seen on the solar simulator measurements, showing better adequacy to the measured I-V curves when the proposed improvements are applied.

A potência produzida por um sistema fotovoltaico é altamente variável, pois depende das condições ambientais às quais o mesmo está submetido. Conhecendo-se os dados meteorológicos locais, em especial temperatura e irradiância, além de características dos componentes da instalação, é possível, a partir de modelos matemáticos, estimar a potência instantânea esperada do sistema. O objetivo desta dissertação é desenvolver um software que possua essa funcionalidade, a fim de supervisionar a operação de uma usina solar fotovoltaica que será instalada no âmbito do projeto “Inserção da Geração Solar Fotovoltaica Urbana Conectada à Rede em Porto Alegre”. Comparando-se os resultados calculados pelo software em tempo real com as condições medidas, será mais rápido identificar eventuais defeitos no sistema, e mais fácil seu diagnóstico. Para o desenvolvimento do programa, é alterado o software FVCONECT, que trabalha com dados climáticos médios de uma região para simular o funcionamento típico de um sistema naquele local, dando origem ao programa SPV - SuPerVisor, que, a partir da entrada das condições meteorológicas instantâneas, fornece diversos dados sobre as condições de operação que deveriam estar ocorrendo, tais como tensão elétrica, corrente elétrica e potência, em corrente contínua e em corrente alternada. Esse software é, então, validado a partir de comparações entre dados experimentais medidos em um sistema fotovoltaico conectado à rede instalado no LABSOL e uma simulação desse sistema realizada pelo SPV utilizando as mesmas condições de temperatura e irradiância verificadas no sistema real. Os resultados em geral apresentam concordância, tendo a comparação da potência produzida maior conformidade que as de tensão e corrente. Os pontos de maior dificuldade do programa são analisados e suas causas discutidas, sugerindose possíveis soluções. A usina solar fotovoltaica que será monitorada é apresentada, caracterizando-se seus componentes e a compatibilidade entre os mesmos. O espaço disponível para a instalação é examinado de forma a melhor acomodar os módulos fotovoltaicos, evitando ao máximo a ocorrência de sombreamentos, e os inversores, de maneira a facilitar sua conexão. O efeito do sombreamento no sistema é analisado, primeiro com uma estimativa em média anual, depois com a criação de uma rotina no programa SPV que possibilita considerar parte dos módulos da usina com sua radiação direta bloqueada. Com essa funcionalidade, é estudado um caso limite dos efeitos desse sombreamento, no qual é visto que a perda de potência em alguns casos pode ser significativa, sendo, portanto, fundamental sua consideração. Por fim, é discutido o sistema de medição necessário tanto para o monitoramento da usina quanto para o correto funcionamento do software SPV. The power generated by a photovoltaic system is highly variable, since it depends on the ambient conditions to which it is submitted. Knowing the local meteorological data, especially temperature and irradiance, in addition to characteristics of the plant’s components, it is possible to estimate, using mathematical models, the expected instant power for the system. The aim for this master’s thesis is to develop a software with this functionality, in order to supervise the operation of a photovoltaic power plant to be built within the project “Inserção da Geração Solar Fotovoltaica Urbana Conectada à Rede em Porto Alegre”. By comparing the real time results simulated by the software with the measured conditions, it will be faster to identify eventual system defects, and easier their diagnosis. For the program’s development, it is modified another software called FVCONECT, which works with mean climatic data from a specific region to simulate the typical behaviour of a system on that place; originating the so-called SPV - SuPerVisor, which, from the input of instant meteorological conditions, provides several data about the operating conditions that should be occurring, such as voltage, current and power, in direct current and in alternate current. This software is, then, validated with comparisons between experimental data measured from a grid-connected photovoltaic system operating at LABSOL and a simulation of this system using the same temperature and irradiance conditions verified on the real plant. The results generally demonstrate agreement, with the produced power comparison having a greater accordance than the current and voltage ones. Situations in which the software presents greater difficulties are analyzed and its causes are discussed, and possible solutions are proposed. The photovoltaic power station which will be supervised is presented, with its components and the compatibility between each other studied. The available area for the setup of the plant is examined in order to better accommodate the photovoltaic modules avoiding as much as possible the occurrence of shading; and the inverters, in order to facilitate their connection. The effect of shading on the system is analyzed, first by an annual mean estimation, and later using the creation of a routine on SPV which enables to consider some of the modules on the plant with their direct solar radiation blocked. With this functionality, it is studied a case which represents the maximum effect from shading on the system, and it is seen that the power loss can be significant, being therefore essential its consideration. At last, it is discussed the measurement system necessary both for the power plant monitoring and for the correct operation of the SPV software.