Dados Fornecidos

Introdução

Os dados disponíveis no nosso site têm por finalidade auxiliar integradores atuando na área de energia solar no dimensionamento de sistemas. Embora possam ser obtidos gratuitamente em outros locais na Internet, eles encontram-se aqui reunidos e formatados de forma a simplificar não apenas a sua obtenção mas também a sua utilização.

Trata-se de dados relativos a todas as localidades do território brasileiro (definidas por longitude e latitude) e que são usualmente necessários, por exemplo, no dimensionamento de sistemas fotovoltaicos quando se utilizam planilhas ou mesmo softwares de simulação (como o PVSyst). Eles vão desde informações essenciais, como irradiação solar e temperatura, até dados complementares, como umidade relativa do ar e velocidade do vento — tudo disponível de maneira prática, rápida e segura em um só local.

Além de serem originários de fontes tradicionais e confiáveis, os dados são tratados de forma responsável pela nossa equipe, sempre respeitando padrões científicos adequados ao seu uso e conteúdo.

A informação disponível se divide em três tipos:

  • Dados originários do INPE: irradiação solar incidente no território brasileiro, conforme disponível na base de dados do Atlas Brasileiro de Energia Solar, 2a edição do Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais.
  • Dados originários da NASA: informações de natureza meteorológica (temperatura, umidade relativa do ar e velocidade do vento), conforme disponivel no site The POWER Project da NASA.
  • Dados processados pela Virtux: irradiação solar incidente no plano dos módulos fotovoltaicos calculada para diversos azimutes e inclinações diferentes.

Por uma questão de organização, os dados são distribuídos em duas planilhas Excel (arquivo tipo ".xlsx") distintas compactadas em um arquivo tipo ".zip". Uma das planilhas contém apenas os dados originais sem qualquer tratamento; a outra planilha possui as irradiações em planos inclinados que calculamos.

A área de abrangência dos dados se limita ao território brasileiro. Para mais detalhes, veja as seções logo abaixo.

Acreditamos que também seja de interesse do integrador fotovoltaico a nossa ferramenta de estimativa preliminar que auxilia no dimensionamento de sistemas.

Dados do INPE

Lançada em 2017, a segunda edição do Atlas Brasileiro de Energia Solar do INPE (ref. [1]) tornou-se rapidamente referência de mercado como fonte de informação de incidência de irradiação solar sobre todo o território nacional.

As informações disponíveis são:

  • Irradiância Global Horizontal (GHI): irradiação total incidente sobre uma superfície horizontal.
  • Irradiância Difusa Horizontal (DHI): irradiação difusa incidente sobre uma superfície horizontal.
  • Irradiância Direta Normal (DNI): irradiação direta normal, é medida em um ângulo de abertura de 5° centrado no Sol.
  • Irradiância Global Inclinada (LAT): irradiação total incidente sobre uma superfície inclinada do mesmo ângulo da latitude local e voltada para o Norte geográfico.
  • Irradiância Fotossinteticamente Ativa (PAR): irradiação total fotossinteticamente ativa incidente sobre uma superfície horizontal.

Todas as irradiações são fornecidas em [kWh/m²/dia] e são médias mensais convertidas para valores diários. A resolução espacial dos dados é de 0,1° tanto em longitude quanto em latitude (aproximadamente 10km no equador). Os dados que distribuímos em nosso site apenas reproduzem fielmente, e com permissão, aqueles presentes na base de dados do INPE (fonte [1]) sem qualquer tratamento ou modificação.

A equipe de pesquisas do INPE (e seus colaboradores) desenvolveram o modelo Brasil-SR que permite obter dados de incidência solar a partir de imagens de satélites (da série GOES). A base de dados do INPE foi baseada em 17 anos de coleta de informações a intervalos que variam de 15 minutos a 1 hora. Os valores de irradiação obtidos são calibrados, através de avançadas técnicas estatísticas, por comparação com medições em solo provenientes de duas principais redes de sensores terrestres: SONDA, mantida pelo próprio INPE e colaboradores; e estações de medições automáticas do INMET (Instituto Nacional de Meteorologia). Para maiores detalhes, recomendamos a leitura do Atlas Brasileiro de Energia Solar do INPE (ref. [1]) que pode ser obtido gratuitamente na Internet.

Dados da NASA

A NASA (National Aeronautics and Space Administration) mantém o site The POWER Project onde disponibiliza gratuitamente um grande número de informações solarimétricas e meteorológicas. Nós coletamos aqui apenas alguns dados meteorológicos que consideramos mais relevantes para o dimensionamento de sistemas solares, são eles:

  • Temperatura Média de Superfície (T_med): temperatura média de superfície em [°C].
  • Temperatura Máxima de Superfície (T_max): temperatura máxima de superfície em [°C].
  • Temperatura Mínima de Superfície (T_min): temperatura mínima de superfície em [°C].
  • Umidade Relativa do Ar (UR%): umidade relativa do ar a 2m de distância da superfície em [%].
  • Velocidade do Vento (Vento): velocidade média do vento a 10m da superfície em [m/s].

Todos os valores são médias mensais com resolução espacial de 0,5° tanto em longitude quanto em latitude (aproximadamente 50km no equador).

A NASA disponibiliza o acesso a essa informação de alta qualidade com algumas comunidades em mente; no nosso caso, reproduzimos alguns dos dados voltados para a comunidade SSE - Surface meteorology and Solar Energy.

A geração dos dados meteorológicos é feita pela NASA por meio do modelo Global Modeling and Assimilation Office (GMAO) / Modern Era Retrospective-Analysis for Research and Applications (MERRA-2) (ref. [2]) e se baseia em dados de satélite coletados ao longo de 30 anos (de janeiro de 1984 a dezembro de 2013).

Dados da Virtux

O terceiro conjunto de dados é gerado pela Virtux a partir de procesamento realizado nos dados originais descritos acima. Eles se referem ao valor das irradiações incidentes em superfícies inclinadas e voltadas para várias direções (azimutes) e não somente o Norte. O objetivo desses dados é fornecer ao integrador uma ideia bem mais precisa do quanto se perde em termos de incidência solar (e, portanto, de geração elétrica fotovoltaica) devido a orientações diferentes da ideal.

Como cada montagem é um caso diferente, nós fornecemos as irradiações em inclinações que variam desde a horizontal (0°) até 90° em passos de 5° e em todos os azimutes indicados na Rosa dos Ventos a seguir:

Rosa dos Ventos

onde:

  • N: azimute Norte.
  • NNE e NNO: azimutes Norte-nordeste e Norte-noroeste.
  • NE e NO: azimutes Nordeste e Noroeste.
  • ENE e ONO: azimutes Este-nordeste e Oeste-noroeste.
  • E e O: azimutes Este (Leste) e Oeste.
  • ESE e OSO: azimutes Este-sudeste e Oeste-sudoeste.
  • SE e SO: azimutes Sudeste e Sudoeste.
  • SSE e SSO: azimutes Sul-sudeste e Sul-sudoeste.
  • S: azimute Sul.

Por uma questão geométrica, azimutes simétricos em relação ao Norte resultam nos mesmos valores de irradiação; ou seja, a mesma tabela de irradiação (em função da inclinação) pode ser usada para os azimutes NE e NO, por exemplo. Assim, basta calcular os 9 conjuntos de dados indicados acima para cobrirmos todas as direções indicadas na Rosa dos Ventos.

Como as irradiações são calculadas

Observamos que, no mercado de energia solar, são usadas várias formas de estimar qual a incidência de irradiação em uma superfície inclinada a partir daquela incidente em uma superfície horizontal. A grande maioria delas, no entanto, se baseia em fórmulas simplórias de estimativa e utiliza apenas a latitude da localidade em questão. Além disso, a maioria dessas fórmulas se aplica somente a superfícies voltadas para o Norte geográfico.

No nosso caso, realizamos simulações que consideram não apenas a latitude mas também a irradiação solar incidente na localidade para realizar a transposição da irradiação horizontal para a inclinada (e nos diversos azimutes). Ou seja, nossos resultados dependem da latitude, longitude e clima (nível de incidência solar). Por fim, nosso método se aplica a qualquer azimute e não apenas ao Norte; em particular, fornecemos resultados nas 16 direções mostradas na Rosa dos Ventos logo acima.

A seguir, apresentamos os passos que realizamos para calcular as irradiações:

  1. Dividimos todo o território brasileiro em uma grade com passos de 0,5° em latitude e em longitude.
  2. Para cada ponto, tiramos a média dos valores de irradiação presentes na base de dados do INPE em um quadrado centrado nesse ponto e com lado de 0,5° em latitude e em longitude.
  3. Para cada uma das irradiações calculada acima, calculamos um fator de transposição da seguinte forma:
    • dividimos cada dia do ano (de 365 dias) em intervalos horários entre o nascer e o pôr do Sol;
    • para cada hora do ano (aproximadamente 4.380 no total), usamos a irradiação diária para obter a irradiação horária (refs. [3] e [4]);
    • para cada hora do ano, calculamos a posição do Sol e usamos essa informação para separar a irradiação global horizontal em suas componentes direta e difusa (ref. [5]);
    • com a informação coletada acima, calculamos a componente direta da irradiação solar que incidirá sobre a superfície inclinada (ref. [6]);
    • supomos um albedo de 0,2 (valor típico usado na literatura científica) e calculamos a componente refletida da irradiação que incidirá na superfície inclinada (ref. [8]);
    • utilizando o algoritmo de Perez, calculamos a componente difusa que incidirá na superfície inclinada (ref. [7]);
    • calculamos a irradiação total que incidirá na superfície inclinada somando as três componentes: direta, difusa e refletida;
    • para cada mês do ano, coletamos as irradiações correspondentes aos dias desse mês e calculamos as irradiações mensais;
    • obtemos o fator de transposição dividindo a irradiação inclinada calculada pela irradiação horizontal original.

Assim, quando um usuário especifica a latitude e longitude da localidade que lhe interessa, nós realizamos o seguinte procedimento para obter os dados desejados:

  1. buscamos a irradiação global horizontal presente na base de dados do INPE com resolução de 0,1° em latitude e longitude;
  2. buscamos o fator de transposição (para cada mês) que calculamos com uma resolução de 0,5° em latitude e longitude;
  3. multiplicamos a irradiação horizontal pelo fator de transposição e obtemos a irradiação inclinada;
  4. realizamos os três passos acima para cada mês e consolidamos os valores anuais para obter também a irradiação anual.

As referências que usamos para cálculo são tradicionais na literatura técnica e bem testadas em diversos trabalhos científicos pelo mundo todo. Constantemente surgem novos trabalhos que apresentam técnicas mais recentes porém menos testadas. O ganho mostrado é em geral incremental, a complexidade de implementação é bem maior e não fica claro se elas apresentariam os mesmos resultados que os autores descrevem em outras partes do mundo; veja, por exemplo, as referências: [9], [10] e [11]. Assim, optamos pelas técnicas mais tradicionais e comprovadas.

O que são os gráficos que plotamos na planilha

A planilha que contém os dados da Virtux também possui um gráfico para cada azimute com as seguintes informações:

  • um gráfico de barras com a irradiação horizontal (para referência);
  • um gráfico de linha com a irradiação da inclinação que resulta em maior incidência solar anual;
  • um gráfico de linha com a irradiação da inclinação que resulta em maior mínimo mensal;

Além disso, as planilha também têm as linhas de maior incidência solar anual e de maior mínimo mensal pintadas da mesma cor que as curvas correspondentes no gráfico, para facilidade de identificação.

A inclinação que resulta em maior incidência solar anual é de especial interesse para sistemas conectados à rede, pois a geração excedente será armazenada no sistema de geração e distribuição e poderá ser usada na forma de créditos futuros. Além disso, em momentos de pouca irradiação, a instalação do cliente é alimentada pela rede e não corre o risco de ficar sem energia.

Para sistemas autônomos, não conectados à rede, a curva de maior mínimo mensal costuma ser a opção preferida pois reduz a possibilidade de descarga completa da bateria e de deixar a instalação do cliente sem energia.

Fontes dos Dados

  1. Base de dados do INPE/LABREN:
    “Atlas Brasileiro de Energia Solar (2017) LABREN / CCST
    INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais)”
  2. Base de dados do The POWER Project:
    “These data were obtained from the NASA Langley Research Center (LaRC) POWER Project funded through the NASA Earth Science/Applied Science Program”

Referências

  1. E. B. Pereira, F. R. Martins, A. R. Gonçalves, et al., Atlas Brasileiro de Energia Solar, 2a ed., INPE - Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais, 2017.
  2. R. Gelaro, W. McCarty, M. J. Suárez, et al., The Modern-Era Retrospective Analysis for Research and Applications, Version 2 (MERRA-2), American Meteorological Society, (DOI: 10.1175/JCLI-D-16-0758.1) 2017.
  3. M. Collares-Pereira and A. Rabl, The average distribution of solar radiation - correlations between diffuse and hemispherical and between daily and hourly insulation values, Solar Energy, vol. 22, pp. 155–164, 1979.
  4. C. Gueymard, Mean daily averages of beam radiation received by tilted surfaces as affected by the atmosphere, Solar Energy, vol. 37, no. 4, pp. 261–267, 1986.
  5. D. G. Erbs, S. A. Klein, and J. A. Duffie, Estimation of the diffuse radiation fraction for hourly, daily and monthly-average global radiation, Solar Energy, vol. 28, no. 4, pp. 293–302, 1982.
  6. J. A. Duffie and W. A. Beckman, Solar Engineering of Thermal Processes, John Wiley & Sons, Inc., 4a ed., 2013.
  7. R. Perez, R. Seals, P. Ineichen, R. Stewart, and D. Menicucci, A new simplified version of the Perez diffuse irradiance model for tilted surfaces, Solar Energy, vol. 39, no. 3, pp. 221–231, 1987.
  8. R. Perez, P. Ineichen, R. Seals, J. Michalsky, and R. Stewart, Modeling daylight availability and irradiance components from direct and global irradiance, Solar Energy, vol. 44, no. 5, pp. 271–289, 1990.
  9. W. Yao, Z. Li, T. Xiu, Y. Lu, and X. Li, New decomposition models to estimate hourly global solar radiation from the daily value, Solar Energy, vol. 120, pp. 87–99, 2015.
  10. S. Dervishi and A. Mahdavi, Comparison of models for the derivation of diffuse fraction of global irradiance data for vienne, austria, Proceedings of Building Simulation 2011: 12th Conference of International Building Performance Simulation Association, pp. 765–771, Nov. 2011.
  11. S. A. M. Maleki, H. Hizam, and C. Gomes, Estimation of hourly, daily and monthly global solar radiation on inclined surfaces: Models re-visited, Energies, vol. 10, no. 1, pp. 1–28, 2017.

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