As duas versões estão alinhadas bloco a bloco, pela ordem do texto: título, o essencial e depois parágrafo a parágrafo. Quando a tradução fundiu ou dividiu um parágrafo, a casa correspondente fica vazia — nunca aproximamos duas passagens a olho.
At sunrise in a utility-scale solar plant in western São Paulo, irradiance could already support generation while some inverter units—the equipment expected to begin delivering power—were still waiting. Researchers from the University of Campinas (Unicamp) found that inverter startup delays resulted in annual energy losses equivalent to 1.88% of total generation, after analyzing 2023 operational data.
Ao nascer do sol, numa central solar de grande escala no oeste de São Paulo, a irradiância já podia permitir a produção de energia, enquanto algumas unidades inversoras — o equipamento que deveria começar a fornecer eletricidade — continuavam paradas. Investigadores da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp) concluíram que os atrasos no arranque dos inversores resultaram em perdas anuais de energia equivalentes a 1,88 % da produção total, depois de analisarem dados operacionais de 2023.
The team used sunrise as the reference point and compared expected startup behavior with the plant’s AC (alternating-current) active-power data. At the site, delays reached up to four hours after sunrise, even when irradiance levels were sufficient for power generation. The approach was designed to distinguish startup losses from other causes, including system unavailability, component mismatch and weather conditions.
A equipa utilizou o nascer do sol como referência e comparou o comportamento esperado do arranque com os dados de potência ativa em CA (corrente alternada) da central. No local, os atrasos chegaram a até quatro horas após o nascer do sol, mesmo quando os níveis de irradiância eram suficientes para a produção de energia. A abordagem foi concebida para distinguir as perdas de arranque de outras causas, incluindo a indisponibilidade do sistema, a incompatibilidade entre componentes e as condições meteorológicas.
The losses were concentrated at the beginning of the day. More than 55% of the annual losses linked to delayed startup occurred within the first 90 minutes after sunrise. They also changed with the seasons: the first half of the year accounted for 68.8% of the recorded losses in the Southern Hemisphere’s summer and autumn. The eight inverters did not behave alike, with monthly losses ranging from 0.14% to 5.02% of each inverter’s energy generation.
As perdas concentraram-se no início do dia. Mais de 55 % das perdas anuais associadas aos atrasos de arranque ocorreram nos primeiros 90 minutos após o nascer do sol. Também variaram com as estações: a primeira metade do ano representou 68,8 % das perdas registadas no verão e no outono do hemisfério sul. Os oito inversores não tiveram o mesmo comportamento, com perdas mensais entre 0,14 % e 5,02 % da produção de energia de cada inversor.
Concretely, operators could use sunrise times and existing AC power records to identify which inverter units start late, then focus operational interventions on the largest sources of lost generation. Plane-of-array, or POA, irradiance measurements are needed only for configuration and validation, reducing the instrumentation required for the analysis.
Concretamente, os operadores poderiam utilizar as horas do nascer do sol e os registos existentes de potência em CA para identificar quais as unidades inversoras que arrancam tarde e, depois, concentrar as intervenções operacionais nas maiores fontes de perda de produção. As medições de irradiância no plano do conjunto, ou POA, só são necessárias para a configuração e a validação, reduzindo a instrumentação necessária para a análise.
The result remains a case study from a single plant, not a universal loss rate for solar facilities. The Unicamp researchers said the 1.88% figure is comparable to losses typically considered in photovoltaic performance and availability assessments, and that their methodology can be applied to utility-scale plants using existing operational data.
O resultado continua a ser um estudo de caso de uma única central, e não uma taxa de perdas universal para as instalações solares. Os investigadores da Unicamp afirmaram que o valor de 1,88 % é comparável às perdas normalmente consideradas nas avaliações do desempenho e da disponibilidade fotovoltaicos e que a sua metodologia pode ser aplicada a centrais de grande escala utilizando dados operacionais existentes.