anÁlise experimental da performance de...
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ANÁLISE EXPERIMENTAL DA PERFORMANCE DE
DISSIPADORES TÉRMICOS ATIVOS E PASSIVOS PARA
CÉLULAS FOTOVOLTAICAS DE ALTA CONCENTRAÇÃO
Joel Trindade Valente Mariz
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Mecânica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientadora:
Prof. Carolina Palma Naveira Cotta, Dsc
Rio de Janeiro
Dezembro 2017
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO Departamento de Engenharia Mecânica
DEM/POLI/UFRJ
ANÁLISE EXPERIMENTAL DA PERFORMANCE DE DISSIPADORES TÉRMICOS
ATIVOS E PASSIVOS PARA CÉLULAS FOTOVOLTAICAS DE ALTA
CONCENTRAÇÃO
Joel Trindade Valente Mariz
PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO DE
ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE
FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS
PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE ENGENHEIRO MECÂNICO.
Aprovado por:
________________________________________________
Prof. Carolina Palma Naveira Cotta, D.Sc.
________________________________________________
Prof. Renato Machado Cotta, Ph.D.
________________________________________________
Henrique Masard da Fonseca D.Sc.
________________________________________________
José Roberto Brito de Souza D.Sc.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL
DEZEMBRO DE 2017
i
Mariz, Joel Trindade Valente
Análise experimental da performance de dissipadores térmicos
ativos e passivos para células fotovoltaicas de alta concentração/
Joel Trindade Valente Mariz – Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola
Politécnica, 2017
VII, 89 p.: il.;29,7 cm
Orientadora: Carolina Palma Naveira Cotta
Projeto de Graduação – UFRJ/ POLI/ Engenharia Mecânica,
2017.
Referências Bibliográficas: p. 82 - 84.
1. Motivação e Objetivos. 2. Introdução. 3. Revisão
Bibliográfica. 4. Caracterização do Experimento. 5. Resultados
dos testes. 6. Conclusões e Sugestões. 7. Referências
Bibliográficas. I. Cotta, Carolina Palma Naveira. II. Universidade
Federal do Rio de Janeiro, UFRJ, Curso de Engenharia Mecânica.
III. Título.
ii
Agradecimentos
Agradeço primeiramente a Deus, engenheiro perfeito deste universo e ser de infinita
bondade.
Aos meus pais Joel e Angela, por terem sido exemplos de pessoas nas quais eu busco
me inspirar para me tornar um ser humano melhor e por todo o apoio nas horas mais difíceis,
pelo amor e pelo carinho. Nada disso teria sido possível sem vocês.
À minha irmã, Livia, pela honestidade e por não medir esforços para fazer de mim
sempre uma pessoa melhor.
Ao meu avô Roberto, por me guiar para o bem de onde estiver, e avós, Dalva e Zenith,
pessoas de coração enorme que me ensinaram as lições mais valiosas da vida. Aos meus
padrinhos, Daniel e Taíssa, segundos pais, que juntamente com meus pais formam um núcleo
de muito afeto e cuidado. Aos meus tios, Nadyr, Cláudia, Márcia, Luis Eduardo, Márcio,
José Eduardo, Ana Lúcia, Priscila e Aroldo, por toda a alegria e risadas que me
proporcionaram por toda a minha vida.
Aos meus amigos vindos do Colégio de São Bento, verdadeiros irmãos que
acompanham a minha caminhada desde os 7 anos de idade e são parte integral da minha
família e da minha vida. Aos amigos do esporte, por todos os momentos de vitória e de
derrota compartilhados, que me trouxeram ensinamentos inestimáveis.
À minha companheira, Mariana, pessoa de coração puro e bondoso, e à sua família,
Ana Beatriz, Ana Luiza e Maria Berenice, por todo o carinho.
À prof. Carolina Cotta, em especial, por toda a paciência, dedicação e incentivo para
que este trabalho fosse um sucesso, colegas do LabMEMS, representados por Patrick e José
Roberto, por toda a ajuda prestada, e demais mestre da UFRJ por todo o conhecimento
passado.
Ao prof. Enio, da Universidade de Uberlândia, por todo o apoio nesta parceria. À Luz
Elena e ao Abdul, pelo auxílio essencial para o bom andamento deste projeto.
Por fim, agradeço a todos aqueles que passaram pela minha vida e que contribuíram
para o meu crescimento.
iii
Resumo do projeto de graduação apresentado ao DEM/UFRJ como parte dos requisitos necessários
para obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
ANÁLISE EXPERIMENTAL DA PERFORMANCE DE DISSIPADORES TÉRMICOS
ATIVOS E PASSIVOS PARA CÉLULAS FOTOVOLTAICAS DE ALTA
CONCENTRAÇÃO
Joel Trindade Valente Mariz
Dezembro/2017
Orientadora: Prof. Carolina Palma Naveira Cotta, D.Sc.
Curso: Engenharia Mecânica
Na atualidade, fontes renováveis de energia vêm conquistando mais espaço no mercado devido às
pesquisas realizadas quando o preço do petróleo se manteve em patamares elevados. Neste cenário,
células HCPV vêm se mostrando como uma potencial fonte de geração híbrida de energia. O
problema de resfriamento para células de alta concentração abriu os horizontes para desenvolvimento
de componentes capazes de propiciar o reaproveitamento térmico para processos de calefação e
dessalinização de água salgada. A primeira parte deste projeto foi a concepção de um suporte
adequado a um sistema célula-microtrocador. A segunda parte foi a instrumentação de células
HCPV, de um microtrocador e um dissipador aletado. Na cidade de Uberlândia foram executados
testes ao longo de quatro dias, traçando perfis de temperatura dos componentes do sistema e vazão
do fluido refrigerante para análise da variação da eficiência global pela flutuação destes parâmetros.
O presente trabalho, portanto, teve como maior objetivo, a partir dos dados coletados nos testes,
quantificar e comparar eficiências térmicas e elétricas entre os métodos de resfriamento passivo e
ativo aplicados. Por fim, uma análise da eficiência global foi feita visando avaliação da viabilidade
de replicação de um setup similar na cidade do Rio de Janeiro.
Palavras-chave: célula fotovoltaica, HCPV, fontes renováveis, microtrocador
iv
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Mechanical Engineer.
EXPERIMENTAL ANALYSIS OF THE PERFORMANCE OF ACTIVE AND PASSIVE
COOLING SYSTEMS FOR HIGH CONCENTRATION PHOTOVOLTAIC CELLS
Joel Trindade Valente Mariz
December/2017
Advisor: Prof. Carolina Palma Naveira Cotta, D.Sc.
Course: Mechanical Engineering
Nowadays, renewable sources have been conquerindo more and more market share due to
increasement in research and development estimulated by high oil prices. In this scenarium, HCPV
systems have been proving to be a potencial hybrid power generating source. The main problem for
HCPV cooling opened a new area of studies, focused on not only lowering the cell’s temperature,
but also on the application of the thermal energy recovered from the cell in new processes, such as
room heating and water desalinization. This project first part was the creation of a structure for two
HCPV cells, 2 Fresnel lenses, a heat sink and a micro heat exchanger. After that, the instrumentation
of these components was made. For four days, in the city of Uberlândia/MG, tests were conducted
with the aim of studying the relation between parts temperature and cooling fluid mass flow. Hence,
this article’s main objective was to evaluate the difference in global efficiency by comparing thermal
and electric efficiencies for both active and passive cooling systems. This global efficiency analysis
was studied to understand the viability of replicating such a HCPV power producing system in the
city of Rio de Janeiro.
Keywords: photovoltaic cell, HCPV, renewable sources, micro heat exchanger
v
Símbolos
Afresnel - Área da Lente coberta por Fresnel
APV - Área da célula HCPV efetivamente coberta por material fotovoltaico,
também chamada área ativa [mm2]
Cp - Calor Específico da Água a pressão constante [ J/ kg.K]
DHI - Radiação Difusa Horizontal [W/m2]
DNI - Radiação Direta Normal [W/m2]
E0 - Constante Solar de Radiação [W/m2]
E - Energia Solar Incidente
EE - Energia Elétrica Produzida [J]
ET - Energia Térmica absorvida pelo fluido de trabalho
FC - Fator de concentração solar [adimensional]
FF - Fator de preenchimento [%]
GHI - Radiação Global Horizontal [W/m2]
HCPV - Célula Fotovoltaica de Alta Concentração
i - Corrente elétrica produzida pela célula HCPV [A]
IMPP - Corrente de máxima potência produzida [A]
ISC - Corrente de curto circuito [A]
LCPV - Célula Fotovoltaica de Baixa Concentração
MCPV - Célula Fotovoltaica de Média Concentração
m - Vazão mássica [g/min]
P - Potência elétrica produzida pela célula HCPV [W]
PMPP - Potência máxima produzida [W]
Q - Fluxo de energia térmica retirada da célula pela aleta [W]
QALETA - Calor retirado da célula pelo dissipador passivo [J]
RTH - Resistência térmica [ºC/W]
RTHHA - Resistência térmica entre ponto quente e ambiente [ºC/W]
vi
T - Temperatura [ºC]
t - Tempo [s]
TN - Temperatura registrada no termopar TpN [ºC]
V - Tensão elétrica produzida pela célula HCPV [V]
VMPP - Tensão de máxima potência produzida [V]
VOC - Tensão de circuito aberto [V]
Letras Gregas
E - Eficiência elétrica da célula [%]
T - Eficiência térmica do dissipador [%]
total - Eficiência global de conversão de energia do conjunto célula-
dissipador [%].
vii
Sumário
Lista de Símbolos ......................................................................................................................... v
1. Introdução ............................................................................................................................. 1
1.1. Motivação ......................................................................................................... 1
1.2. Objetivos ........................................................................................................... 4
1.3. Estrutura da Monografia ................................................................................... 5
2. Energia Solar......................................................................................................................... 6
2.1. Radiação Solar .................................................................................................. 6
2.1.1. Definição ....................................................................................................... 6
2.1.2. Medição da Irradiação .................................................................................. 8
2.2. Matriz Energética Brasileira e Mundial .......................................................... 12
2.3. Aproveitamento da Energia Solar ................................................................... 14
2.3.1. Energia Fotovoltaica ................................................................................... 14
2.3.2. Energia de Concentradores Solares ............................................................ 19
2.3.3. Energia Térmica – módulo híbrido de aproveitamento de energia ............. 22
2.4. Lente Fresnel .................................................................................................. 24
3. Revisão Bibliográfica ......................................................................................................... 26
3.1. Células Fotovoltaicas ...................................................................................... 26
3.2. Métodos de Resfriamento e considerações acerca da Eficiência Global ........ 28
3.3. Microtrocador ................................................................................................. 29
4. Caracterização do Experimento .......................................................................................... 31
4.1. Célula HCPV .................................................................................................. 31
4.1.1. Especificação .............................................................................................. 31
4.1.2. Eficiência elétrica da célula: E ................................................................ 32
4.2. Lentes Fresnel ................................................................................................. 34
4.2.1. Especificação da Lente ............................................................................... 34
4.2.2. Determinação da distância de máxima produção de corrente ..................... 34
4.2.3. Fator de Concentração da Lente: FC .......................................................... 35
viii
4.3. Microtrocador ................................................................................................. 37
4.4. Dissipador de Resfriamento Passivo com uso de Aletas ................................ 41
4.5. Termopares ..................................................................................................... 44
4.6. Estrutura de Suporte às Lentes Fresnel e Células HCPV ............................... 49
4.7. Seguidor Solar Automatizado ......................................................................... 50
4.8. Bomba e Tubulação ........................................................................................ 53
4.9. Procedimento Experimental ............................................................................ 54
4.9.1. Considerações acerca da vazão de refrigerante durante os testes ............... 57
4.9.2. Procedimento experimental de medição de vazão ...................................... 58
5. Resultados dos Testes ......................................................................................................... 60
5.1. Energia Total Incidente na Célula HCPV ....................................................... 60
5.2. Calor Retirado do Conjunto pelo Dissipador de Resfriamento Passivo Aletado
62
5.3. Gráficos e Tabela de Temperaturas e Vazões ................................................. 63
5.4. Energia Elétrica produzida pela célula: EE .................................................... 68
5.5. Energia Térmica Aproveitada: ET .................................................................. 70
5.6. Eficiência Global do processo: total .............................................................. 74
6. Conclusões e Sugestões ...................................................................................................... 76
7. Referências Bibliográficas .................................................................................................. 78
Anexo 1 ...................................................................................................................................... 81
Recomendações de Operação ...................................................................................... 85
Anexo 2 ...................................................................................................................................... 81
Outros Métodos de determinação da DNI ................................................................... 81
Anexo 3 ...................................................................................................................................... 83
Calibração dos termopares........................................................................................... 83
1
1. Introdução
1.1. Motivação
Na atualidade o mundo como um todo vem buscando a redução dos danos causados
pelo homem à natureza. Os impactos do uso desenfreado das fontes energéticas não
renováveis como o carvão mineral e os derivados do petróleo vêm, segundo estudos do
Greenpeace e órgãos governamentais, mudando o clima do planeta de maneira severa,
fazendo com que o mesmo caminhe para cenários catastróficos nos quais os danos causados
à vida na terra e alterações em características climáticas como regimes de chuva e ventos se
aproximam da irreversibilidade, caso este ritmo de consumo energético não seja
desacelerado. Exemplos de danos presentes na atualidade são a poluição do ar das
metrópoles por uso de carvão mineral e combustíveis fósseis derivados de petróleo, tais quais
como gasolina, diesel e querosene; desmatamentos de florestas, alagamentos e derretimento
de camadas de gelo de regiões frias.
Buscando iniciar a reverter este caminho quase sem volta, trilhado pelas potências
mundiais nos séculos XIX e XX, empresas, instituições de pesquisa e governos vêm
investindo capital financeiro e humano no desenvolvimento das chamadas fontes renováveis
de energia. Diferentemente da energia não renovável, a energia renovável é advinda de
fontes não ou pouco poluentes e, teoricamente, inexauríveis1. Alguns exemplos das fontes
responsáveis pela energia renovável são a energia solar, energia eólica, energia das marés,
biocombustíveis, hidrogênio e a energia geotérmica. Vale ressaltar que mesmo as fontes
renováveis causam impactos ao redor da instalação de suas usinas, como a mudança de curso
de rios ou redução da intensidade dos ventos, entretanto seu impacto é diminuto se
comparado com a queima de carvão mineral e derivados de petróleo.
Após mais de cinco décadas de pesquisa e desenvolvimento, a produção de eletricidade
por conversão fotovoltaica tem crescido rapidamente nos últimos anos. A sua principal
1 Tais fontes não são absolutamente infinitas, porém seus ciclos ou eventuais fim são de intervalos de
tempo incomensuravelmente maiores que o tempo de vida do ser humano.
2
vantagem é a abundância de energia solar, que provê oportunidades para o desenvolvimento
de tecnologias sustentáveis de geração de eletricidade e calor. O uso de células fotovoltaicas
com concentração reduz a necessidade por células muito caras, pelo uso de elementos óticos
de baixo custo, e pela redução da quantidade de células em uma mesma área ou para uma
mesma potência gerada. Sistemas fotovoltaicos de alta concentração solar (HCPV) mais
recentes têm permitido à energia solar competir com outras tecnologias mais usuais.
Sistemas de células fotovoltaicas com concentração solar empregam hoje fatores de
concentração comumente entre 300 e 2.000 sois. Devido à eficiência relativamente baixa
das células fotovoltaicas adotadas em sistemas HCPV, a maior parte da energia incidente é
transformada em calor. WILLIAMS (1986) e MARKVART (2000) atestaram em seus
trabalhos que isso não apenas desperdiça muita energia, mas também resulta no aumento da
temperatura de operação da célula, o que provoca efeitos drásticos na sua eficiência de
conversão e até mesmo danos permanentes, se não houver algum mecanismo de dissipação
de calor a ela acoplado. Desse modo, a proposição de um mecanismo de resfriamento para
ficar acoplado à célula é crucial para a geração de potência elétrica por células fotovoltaicas
com concentração. ROYNE et al (2005), então, propuseram uma solução para superar esse
desafio: o emprego de um micro-dissipador de calor com refrigerante liquido, acoplado ao
substrato da face não iluminada da célula.
WILSON (2009) estudou PV sem concentração e segundo esse autor, o arrefecimento
ativo dos painéis fotovoltaicos faz-se necessário não somente por aumentar a vida útil das
células fotovoltaicas, mas também para permitir o aumento da potência de saída do módulo,
uma vez que a integração bem sucedida de um sistema de arrefecimento aos painéis pode
permitir um aumento da eficiência de conversão fotoelétrica de até 13% quando comparados
a situação sem arrefecimento ativo, apenas com perdas por convecção natural e radiação pela
estrutura do painel.
Outros trabalhos, tais quais HO et al (2010) e HO et al (2011) estudaram painéis
envolvendo concentradores e afirmam que para sistemas com concentração acima de 4 sois
as técnicas passivas de resfriamento podem ser insuficientes na remoção rápida e necessária
do calor para o funcionamento adequado do sistema PV e reportaram um ganho de 6% na
eficiência ao empregar um sistema ativo bifásico de resfriamento baseado em convecção
forçada, mesmo para um sistema de apenas 20 sois de concentração, quando comparado à
3
utilização de termossifão (arrefecimento passivo). Nesse caso, sem nenhum tipo de
arrefecimento, as células atingiriam o limite de temperatura máxima de operação
recomendada pelo fabricante. Reforçam ainda que os benefícios do arrefecimento ativo
podem tornar-se ainda mais evidente e eventualmente imperativo com o aumento da
concentração solar (>150 sois). Todavia, segundo ROYNE et. al (2005), apenas a redução
da temperatura da célula não é responsável sozinha pelo aumento da eficiência da mesma, e
apontam a uniformidade da distribuição de temperatura como um fator crucial nesta análise
de performance.
Neste sentido, micro-trocadores de calor com refrigerante líquido já se mostraram
adequados em diferentes aplicações no resfriamento de componentes eletrônicos, desde a
sua introdução por TUCKERMAN e PEASE (1982). Aplicações recentes no resfriamento
com líquidos na microescala têm demonstrado a diminuição da resistência térmica em um
fator maior que 5 vezes quando comparado com soluções de resfriamento com ar. Essas
resistências térmicas reduzidas permitem o aumento do desempenho da célula solar com os
altos fluxos de calor resultantes da concentração (Escher et al, 2010; Guerrieri et al, 2014;
Knupp et al 2015; Cerqueira et al, 2013; Xu e Kleinstreuer, 2014, Renfer et al 2013; Zhang
et al, 2017 e d’Egmont et al, 2017; Ho et al, 2010).
4
1.2. Objetivos
Neste sentido, o presente projeto tem por objetivo demonstrar um dissipador térmico
de arrefecimento ativo, baseado na convecção forçada interna e monofásica de fluidos usuais
(água) em micro canais, acoplado ao substrato da célula para o resfriamento de painéis
fotovoltaicos de alta concentração solar (HCPV). Outro objetivo a ser alcançado é de chegar
a máxima temperatura possível para a água de saída do microtrocador, visto que uma das
aplicações previstas para o setup estudado será prover água a altas temperaturas para
processos secundários, tais quais a dessalinização de água e produção de biodiesel. Após
demonstração do uso deste micro-dispositivo em experimentos com uma única célula PV
em ambiente relevante, foi então quantificado o aumento da eficiência na conversão solar-
elétrica em uma unidade HCPV, com a utilização desses dissipadores térmicos baseados em
micro-canais.
O presente projeto foi desenvolvido no Laboratório de Nano e Microfluidica e
Microssistemas (LabMEMS/COPPE/UFRJ) e utilizou-se da plataforma de micro-usinagem
em metal na fabricação dos micro-dissipadores térmicos.
Uma vez fabricado o microtrocador, em colaboração com o grupo de pesquisa do Prof.
Enio Bandarra Filho da UFU-Universidade Federal de Uberlândia, houve a integração,
instrumentação e caracterização experimental de um conjunto célula fotovoltaica e
microtrocador em um seguidor solar já instrumentado. Diferentes vazões do fluido
refrigerante foram analisadas em diferentes dias demonstrando a repetibilidade e a
consistência dos resultados aqui apresentados.
Por fim, foi comparado o sistema por este proposto com a alternativa de se manter
apenas um dissipador aletado passivo para arrefecimento das células e, se pôde demonstrar
que com a intensificação da transferência de calor, pela utilização de trocadores ativos,
obtém-se maiores eficiências na conversão elétrica do sistema solar, bem como também
demonstrar que o aproveitamento da energia térmica dissipada pelo sistema proposto eleva
significativamente a sua eficiência global.
5
1.3. Estrutura da Monografia
Esta Monografia está estruturada em 7 capítulos, conforme descrito a seguir.
No primeiro capítulo são apresentadas a importância do tema estudado, a motivação
deste trabalho e o seu objetivo.
No segundo capítulo é realizada a introdução, que compreende informações sobre a
radiação solar, a matriz energética brasileira, os métodos de aproveitamento da energia
proveniente do Sol, dentre eles as células HCPV, principal elemento deste projeto, e uma
abordagem preliminar das lentes de concentração.
No terceiro capítulo está apresentada a Revisão Bibliográfica.
No quarto capítulo, é feita a caracterização do experimento, detalhando tanto a
estrutura de suporte confeccionada para os testes preliminares no Rio de Janeiro, fonte de
aprendizado da qual foram identificados melhoramentos no suporte que foi então
desenvolvido para os testes em Uberlândia, quanto o próprio suporte projetado para ser
fixado no seguidor da UFU, com detalhamento das características dos seus componentes
constituintes, tais quais: célula HCPV, lente Fresnel, micro bomba hidráulica e sua
tubulação, microtrocador de calor e partes que compunham a estrutura de sustentação do
sistema fotovoltaico em experimento bem como a sua montagem final. Além disso, é
explicado o procedimento aplicado nos quatros dias de experimentação em Uberlândia.
No quinto capítulo são analisados os testes com o sistema fotovoltaico, realizados na
UFU, juntamente com o estudo de todas as informações obtidas a partir do comparativo entre
testes com variações de parâmetros básicos, sendo eles: as diferentes irradiações solares ao
longo do dia, a variação da tensão e da corrente elétrica produzida, a diferença de
resfriamento entre o sistema passivo por uso de aleta e o sistema ativo por uso de
microtrocador e a comparação de temperaturas na célula e da água de processo com
diferentes vazões.
No sexto capítulo, são apresentadas as conclusões obtidas dos testes realizados com o
sistema fotovoltaico e as sugestões a serem levadas em consideração para trabalhos no tema.
Por fim, no sétimo capítulo se encontram as referências bibliográficas.
6
2. Energia Solar
2.1. Radiação Solar
2.1.1. Definição
A radiação aproveitada pela célula HCPV ou mesmo a radiação incidente em todo o
planeta é uma ínfima parte do que o Sol emite. Compreendido no espectro de radiação
incidente no planeta terra estão a luz visível, a radiação na frequência do infravermelho, na
do ultravioleta e em outras faixas de frequência. O percurso percorrido pela radiação solar
é determinante para se descobrir a intensidade de radiação utilizável e é o que está
demonstrado a seguir:
O Sol emite 6,33 x 107 W/m2, ao redor de toda sua superfície. Toda esta radiação se
dispersa pelo espaço, em todas as direções, viajando através do sistema solar, e se espalhando
por áreas maiores e maiores. SCHILLINGS et al (2002) quantificou que após percorrer
aproximadamente os 150 milhões de quilômetros que separa a Terra do Sol, sua radiação
atinge a superfície do nosso planeta ao nível médio do mar com intensidade de 1.367 W/m2,
denominando este valor de constante solar de radiação E0.
Quando se compara E0 com o total de radiação emitida pelo Sol, identifica-se que o
planeta Terra recebe uma porção diminuta de toda essa energia, mas estes quilowatts/m2
recebidos são responsáveis por toda a vida na terra. Esta radiação, denominada Radiação
Extraterrestre, será sempre o máximo valor possível de radiação que a superfície do planeta
Terra receberá, mantendo-se pequenas variações por conta da órbita de translação elíptica.
Uma vez chegando à Terra, esta radiação passa a ser chamada de Radiação Terrestre
e a sofrer as filtragens, reflexões, refrações e absorções da atmosfera do planeta. Dentro
desta divisão, separa-se mais uma vez a radiação solar em duas componentes: DNI, a
radiação direta normal, componente da radiação que incide perpendicular à superfície do
planeta e proveniente diretamente do Sol, por sua trajetória não ter sido alterada de modo
significante em todo o percurso; e DHI, a radiação difusa horizontal, aquela que sofreu
desvios antes de incidir na superfície do planeta. Por exemplo, em dias nublados a maior
parte da radiação é representada pela DHI, ao passo que em dias de céu completamente
aberto é a DNI que se faz majoritária.
7
Associando tanto a contribuição da DNI quanto da DHI obtêm-se a radiação global
GHI. Enquanto toda a radiação incidente na superfície das células de painéis fotovoltaicos
pode efetivamente servir para produção de energia elétrica, a refração da radiação nas lentes
Fresnel e também no domo difusor da célula fazem com que a radiação difusa, ou seja, raios
de orientação não ortogonal à superfície da Terra, não seja direcionada para a área ativa da
célula HCPV. Por este motivo, embora o dimensionamento e a escolha do painel
fotovoltaico levam em conta a GHI do local no qual o painel será instalado, para sistemas
utilizando células HCPV, apenas a DNI pode ser contabilizada como energia incidente.
Segundo SCHILLINGS et al (2002), existe impacto da atividade industrial humana no
aproveitamento da energia solar, no que diz respeito a filtragem e atenuação da radiação
solar por camadas estratificadas de poluentes e aerossóis de CFC (clorofluorcarbonos) na
atmosfera. A figura 2.1 detalha os fatores que causam atenuação da DNI incidente na
superfície do planeta para diferentes horas do dia. A radiação máxima incidente,
pressupondo atenuação nula por parte da atmosfera e demais fatores é equivalente à radiação
extraterrestre, E0.
Os fatores apresentados por SCHILLINGS et al (2002) são: atenuação teórica por parte
de nuvens, mostrando as diferentes de reduções da DNI entre dias de céu limpo e dias
nublados, o fator de maior influência na variação da radiação direta; Rayleigh, uma dispersão
da radiação decorrente da refração em camadas de O2 e CO2; Aerosol, a grandeza que
contabiliza a influência negativa de maiores concentrações de partículados CFC e similares
na atmosfera decorrentes de atividade humana.
Figura 2.1 - Impacto dos diferentes fatores na DNI – SCHILLINGS et al (2002)
8
2.1.2. Medição da Irradiação
A maneira de coleta dos dados de irradiação solar utilizada neste experimento foi
realizada a partir da série de irradiação disponibilizada na internet pelo INMET - Instituto
Nacional de Meteorologia (http://www.inmet.gov.br), para a cidade de Uberlândia-MG. No
portal do instituto, é apresentada uma série temporal, com valores medidos a cada hora, da
GHI. Outras maneiras de aferir a DNI estão apresentadas no Anexo 1.
Neste trabalho foram utilizadas as informações fornecidas para os dias 11 a 14 de
outubro de 2017, e na faixa horária das 7 às 18 horas. Os valores utilizados estão mostrados
na tabela 2.1 que segue. O sítio meteorológico do INMET, que pode ser visto na foto da
figura 2.2 na página seguinte, é localizado na Universidade Federal de Uberlândia, a
aproximadamente 20 metros do sítio onde se localizou o experimento aqui descrito.
Tabela 2.1 - Tabela de dados da GHI para a cidade de Uberlândia – Fonte: www.inmet.gov.br
Os valores da tabela 2.1 são referentes à GHI devido ao fato de que a leitura da radiação
pelo INMET é feita a partir de um piranômetro, instrumento estático de medição de radiação
mostrado na figura 2.3 na página seguinte, que tem uma abertura no topo, para captação de
energia solar, a qual permite a incidência de raios solares com ângulos de 0 a 180º, captando,
portanto, além da radiação direta, a radiação difusa, a DHI.
Dia 11-Oct 12-Oct 13-Oct 14-Oct
Hora
7 78 81 83 84
8 306 313 315 319
9 555 560 563 566
10 760 770 767 775
11 913 924 913 924
12 897 1011 993 995
13 1009 1022 1009 1008
14 945 955 952 946
15 811 821 794 820
16 618 633 579 634
17 375 397 341 396
18 134 140 116 140
Radiação DNI = GHI [W/m2]
9
Figura 2.2 – Foto da Estação de Uberlândia de medição do INMET (12/10/2017)
Figura 2.3 - Piranômetro modelo SR20
Todavia, SCHILLINGS et al (2002) destaca que o fator preponderante de variação da
DNI é exatamente o índice de nuvens no céu. Visto que os quatro dias de realização desse
experimento foram feitos sob regime de céu claro e completamente limpo, será utilizado
então o valor da DNI equivalente ao da GHI.
10
Em seu trabalho em parceira de pesquisa da Universidade Federal de Santa Catarina
com o INPE, VIANNA et al (2010) mapeou a diferença entre as duas radiações supracitadas
para uma parte do território brasileiro, conforme está apresentado no mapa do Brasil da
figura 2.4. Ao verificar a localização da cidade de Uberlândia-MG no mapa de Minas Gerais
(figura 2.5), podemos notar que ela está localizada no mapa da figura 2.4 na zona em que a
radiação direta e a global são praticamente equivalentes, com faixa de diferença entre 0 e
5%.
Por conta do respaldo obtido com as informações que constam nos dois trabalhos
citados nesta seção, neste experimento serão consideradas então as intensidades de GHI e
DNI como sendo iguais.
Figura 2.4 - Mapa comparando DNI e GHI; Fonte: VIANNA et al.[12]
11
Figura 2.5 - Localização de Uberlândia dentro do Estado de Minas Gerais -
https://pt.wikipedia.org/wiki/Uberlândia
Já o comportamento da DNI ao longo dos dias de testes, de 11 a 14 de outubro de 2017,
está demonstrado graficamente na figura 2.6, tendo a tabela 2.1 como fonte de dados,
apresentando os valores hora a hora da DNI, bem como possibilitando visualizar o horário
de maior incidência solar e a similaridade de condições entre os quatro dias de testes, por
evidente sobreposição das quatro curvas de radiação diária plotadas.
Figura 2.6 - Curva de DNI de 11/10 a 14/10
12
2.2. Matriz Energética Brasileira e Mundial
O Brasil é um país de dimensões continentais sendo que nem todas as suas regiões
possuem fontes próprias de energia como reservas de carvão e de petróleo, hidrelétricas e
etc.. Muitas das cidades brasileiras são abastecidas com eletricidade gerada a centenas ou
até milhares de quilômetros de distância, acarretando elevados custos de implantação
(CAPEX) e de operação (OPEX) de sistemas de transmissão de energia elétrica, o que
efetivamente pode ser entendido como dinheiro mal-empregado para se conseguir prover
energia elétrica para tal localidade. Sendo assim, nada seria mais razoável do que o
desenvolvimento de tecnologia nacional para o uso da energia solar em localidades remotas
para se reduzir os gastos com a transmissão de energia elétrica e tornar nossa matriz
energética cada vez mais sustentável.
O Brasil é um dos países do mundo com maior parcela de fontes renováveis de energia
compondo a sua oferta de energia elétrica, tendo atingindo um percentual de participação de
81,7% em 2016, segundo o Relatório da EPE [1]2. Ao mesmo tempo, vale ressaltar que esse
percentual correspondeu a um aumento de 6,2% em relação ao de 2015, devido,
principalmente, à queda na geração térmica a base de combustíveis fósseis e ao aumento da
participação de fontes renováveis na geração elétrica.
Sendo assim, a maior participação das fontes renováveis em nossa matriz não apenas
é um caminho mais sustentável, mas também um meio de se depender menos de commodities
que possuem preços flutuantes e altamente voláteis no mercado internacional e que ainda
representam 78,8% da matriz energética do restante do nosso planeta.
Na figura 2.7, está apresentado um comparativo da participação das fontes energéticas
renováveis face a totalidade das fontes geradoras de energia elétrica na Matriz energética do
Brasil e do Mundo como um todo. Esta figura mostra também o aumento do percentual da
energia renovável (“limpa”) havido entre os anos de 2015 e 2016 na matriz elétrica brasileira.
2 Balanço Energético Nacional (BEN), com ano base 2016
13
Figura 2.7 - Percentual de fontes limpas na matriz elétrica brasileira e mundial; fonte: BEN (2016)
Já sob um olhar mais detalhado, buscando então enxergar apenas a gama de fontes de
energias rotuladas como renováveis é que buscaremos entender a participação da energia
Solar como fonte produtora de energia no país e sua participação na matriz energética
nacional.
Sob uma primeira perspectiva, portanto, o Brasil está em um patamar de alta
sustentabilidade em respeito à produção de energia elétrica. Entretanto, é evidente que a
produção brasileira ainda se encontra muito aquém do verdadeiro potencial contido em todo
o seu território, no ponto de vista de geração de energia elétrica por fonte renovável e redução
de impacto ambiental.
A figura 2.8, apresenta uma visão descriminada de cada fonte energética dentro da
matriz brasileira e aponta que, embora mais de 80% da energia hoje produzida no país
advenha de fontes renováveis, a contribuição da energia solar na matriz total é virtualmente
nula, e que a fonte majoritária para produção de grande parte da energia do Brasil ainda é a
água, por meio de usinas hidrelétricas, responsável por 68% de toda a energia elétrica gerada.
Mesmo que esta fonte pouco ou não emita gases de efeito estufa e outros poluentes, não
podemos negligenciar o impacto das usinas hidrelétricas em toda a região ao seu redor, pois
esta altera cursos de rios, cria reservatórios mediante o alagamento de grandes áreas férteis
e até de cidades inteiras, afetando as pessoas, a fauna e a flora da região além de alterar o
microclima e o regimes de chuvas. Vemos a necessidade, portanto, de diversificar e
aumentar a participação de matrizes ainda com menos impactos no meio ambiente, como a
021%
076%
082%
079%
025%
013%
MUNDO (2014)
BRASIL (2015)
BRASIL (2016)
Renováveis na Matriz Elétrica
Renováveis Não-Renováveis
14
eólica e a solar; e de expandir o reaproveitamento de matéria orgânica, nas usinas de
produção de energia por biomassa.
Figura 2.8 - Percentual das diferentes fontes na matriz energética brasileira; Fonte: BEN (2016)
Outra consideração importante é entender que, com as mudanças climáticas cada vez
mais galopantes, alterando movimentação das massas de ar e, em comunhão, regimes
pluviais em muitas localidades do país e do mundo; e poços de gás natural e petróleo sendo
consumidos a cada vez maiores velocidades, não é possível precisar até quando estas fontes
estarão disponíveis. É neste cenário de constante alteração que se insere o potencial da
energia solar.
2.3. Aproveitamento da Energia Solar
2.3.1. Energia Fotovoltaica
A produção de energia elétrica.
O efeito fotovoltaico produz como resultado a geração de tensão, que pode ser utilizada
para fornecer corrente elétrica para uma carga, por exposição do elemento sensível à luz e é,
portanto, uma propriedade/fenômeno físico-químico.
068%
008%
005%
0%009% 004% 003% 003%
Brasil (2016)
Hidráulica
Biomassa
Eólica
Solar
Gás Natural
Derivados de Petróleo
Nuclear
Carvão
15
É importante também discernir a diferença entre os efeitos fotoelétrico e fotovoltaico.
Enquanto o primeiro ocorre ejetando elétrons carregados para fora do substrato do elemento
sensível (um semicondutor), o efeito fotovoltaico mantém essa partícula carregada em seu
material.
O primeiro relato do efeito fotovoltaico se deu em 1839 por Edmond Becquerel.
Becquerel3 que atestou: “a produção de corrente elétrica acontece quando duas placas de
platina ou ouro, imersas em soluções ácidas, neutras ou alcalinas, são expostas de maneira
desigual à radiação solar”. A partir de seus experimentos ele pôde perceber o aparecimento
de uma diferença de potencial elétrico (tensão elétrica) nos extremos de um material
semicondutor quando este recebe a incidência de radiação eletromagnética; neste caso, no
espectro visível, ou seja, luz.
O que Becquerel não percebeu naquele momento foi que esta tensão elétrica era
produzida devido à excitação e movimentação de elétrons carregados, emitindo a energia
que foi coletada ao voltar de uma banda orbital de maior energia para a sua banda orbital de
origem, a qual estabelece o seu nível energético original. Além disso, o efeito fotovoltaico
pode ocorrer em decorrência do aumento de temperatura por absorção da luz pelo material
em questão. Esta produção de energia por meio de gradiente de temperatura existe devido
ao efeito Seebeck4, caracterizado pela produção de uma diferença de potencial (tensão
elétrica) entre duas junções de materiais diferentes quando elas estão a diferentes
temperaturas. A parte predominante na geração de energia elétrica pelo efeito fotovoltaico,
seja ela pela excitação direta ou pelos efeitos térmicos dela decorrentes, será determinada
por parâmetros da substância a ser empregada.
2.3.1.1. Células Fotovoltaicas
Células fotovoltaicas são dispositivos confeccionados em materiais semicondutores
(detentores de propriedades elétricas intermediárias entre condutores e isolantes) para, ao se
3Edmond Becquerel – físico francês estudioso do magnetismo, da eletricidade e da óptica
4 Thomas Seebeck – físico originário da Estônia que descobriu o efeito termoelétrico
16
aproveitar do efeito fotovoltaico, gerar tensão e, se conectada a alguma carga, corrente
elétrica. Nos dias de hoje a maioria das placas fotovoltaicas são feitas de silício (Si).
O silício, na natureza é encontrado na forma de areia, porém é utilizado como um
arranjo de cristais na célula fotovoltaica, e não possui elétrons livres, o que o caracteriza
como um mau condutor elétrico. Visando torná-lo material semicondutor, é empregado um
processo eletrônico chamado dopagem. A dopagem consiste em adicionar de forma
controlada à estrutura atômica de um substrato outros elementos químicos denominados
impurezas. Os substratos mais comuns são o carbono, o silício e o germânio. Adicionadas
estas impurezas, os átomos de silício passam a estarem intercalados por átomos com mais
ou menos partículas carregadas, ou seja, assumem cargas positivas ou negativas e, assim,
propiciam a movimentação de cargas elétricas que passam de um átomo para o outro dando
melhores condições para a passagem da corrente elétrica. Esse fenômeno se dá pela
utilização de elétrons e lacunas eletrônicas (ausência de elétrons) como meio de propagação.
Do ponto de vista químico, podemos melhor compreender tal fenômeno:
O silício possui 4 elétrons em sua última camada, chamada de camada de valência,
logo necessita de quatro ligações químicas para atingir sua configuração de estabilidade
eletrônica. Cristais de silício, por apresentarem apenas átomos de silício em sua composição,
são eletricamente estáveis, visto que cada átomo se ligará a outros 4 átomos e assim por
diante de maneira que todos atinjam a estabilidade compartilhando os elétrons da camada de
valência. A dopagem, então, introduz dois elementos (duas impurezas) distintos, o fósforo
e o boro. O fósforo possui 5 elétrons em sua camada de valência e ao se ver rodeado por
átomos de silício já arrumados, acaba por originar um elétron “livre”, por assim dizer,
gerando ao seu redor uma região negativa devido ao excesso de um elétron. Por este motivo,
o silício dopado com fósforo passa a ser denominado silício tipo N. Já o boro possui 3
elétrons em sua camada de valência, apresentando comportamento inverso ao do fósforo por
ter um elétron a menos do que o silício. Com isso ele gera ao seu redor uma região carregada
positivamente devido à falta de um elétron. O silício dopado com boro passa a ser
denominado silício tipo P.
Unindo, como demonstrado na figura 2.9, os dois tipos de silício, tipo P e tipo N, gera-
se por fim um campo elétrico por meio da criação de uma junção PN. Com a incidência
luminosa, fótons colidem com os elétrons livres do silício tipo N, fornecendo-os energia e
17
fazendo-os trafegar em direção à banda positiva, o silício tipo P. Esta movimentação de
elétrons livres e das lacunas eletrônicas é entendido como uma corrente elétrica na célula.
Figura 2.9 - Estruturas da célula fotovoltaica;
Fonte: http://blog.bluesol.com.br/celula-fotovoltaica-guia-completo/
A configuração acima apresentada é apenas uma das possibilidades hoje existentes de
estrutura de células fotovoltaicas de silício. Células fotovoltaicas possuem as seguintes
configurações nos dias de hoje: célula de silício monocristalino, células de silício
policristalino, células de junção PN simples, células multi-junção PN (com duas ou três
junções PN).
2.3.1.2. CPV – Células Fotovoltaicas de Concentração
Além do modelo geral das células fotovoltaicas, existem células fotovoltaicas para
concentração solar. Basicamente o que as distingue é um elemento óptico que realiza a
concentração da luz solar de uma área maior na área da célula fotovoltaica. Alguns outros
pontos evidenciam a diferenciação de componentes e de operação em relação às células
utilizadas em sistemas sem concentração solar.
O primeiro é a necessidade de acompanhamento dos perfis de temperatura nos
componentes da célula, importante tanto do ponto de vista da segurança, para evitar que o
componente atinja temperaturas fora de sua faixa de operação, quanto pelo fato de que a
18
temperatura tem papel crucial no processo fotovoltaico de conversão de energia, visto que
esta impacta diretamente a eficiência elétrica da célula.
O segundo ponto é o gerenciamento do calor de forma a aumentar a eficiência
energética global do processo. Dentro, ainda desta descrição de célula solar de concentração,
MOKRI e EMZIANE [2] classificou as células de acordo com sua taxa de concentração da
seguinte maneira:
HCPV (high-concentration photovoltaic) – concentração entre 300 e 2.000 sóis, utiliza
células multi-junção e necessita de resfriamento ativo de alta capacidade para dissipação do
calor;
MCPV (mid-concentration photovoltaic) – concentração entre 40 e 300 sóis, também
utiliza células multi-junção e preferencialmente com dissipação de calor por resfriamento
ativo;
LCPV (low-concentration photovoltaic) – células de silício com concentração de até
40 sóis e resfriamento passivo.
A ausência de mecanismos e dispositivos que possibilitem a troca de calor por parte
da célula se mostra inviável devido à convecção natural da própria célula ser insuficiente
para sua operação em níveis de temperatura que resultem em boa eficiência e em faixas de
temperatura que garantam a vida útil da célula, como explanado por HO et al [3], quando se
utilizam fatores de concentração acima de 4 sóis. Já para fatores maiores que 150 sóis,
WILLIAMS [4] atesta ser necessário o resfriamento ativo das células, bem como o
acompanhamento da sua temperatura afim de que a mesma não perca eficiência, que
decresce em relação linear com o aumento de sua temperatura.
Olhando com mais atenção para as HCPV, no enfoque deste trabalho,
ZIMMERMANN et al (2015) explica que a tecnologia atual em relação ao material das
células ainda é um fator limitante, restringindo a eficiência da conversão de energia solar em
elétrica ao patamar de 25%. Ou seja, embora vejamos que a tecnologia dos materiais tenha
avançado, mais de três quartos do total da energia incidente na célula, caso não ocorra o
aproveitamento da energia térmica, é dissipado na forma de calor. Sendo assim, buscar o
aproveitamento deste rejeito térmico torna a combinação célula-sistema de resfriamento um
19
conjunto mais eficiente. Para isso, avanços na tecnologia de captação e armazenamento de
calor ainda devem ser buscados, bem como de acompanhamento solar, pois células de tão
diminutas dimensões requerem uma precisão absoluta em sua operação na busca do maior
aproveitamento da radiação incidente.
Sendo assim, alternativas para utilização do calor removido das células, por
recuperação térmica, em processos, por exemplo, de dessalinização por membranas,
refrigeração por ciclo de absorção e síntese de biodiesel, apresentam-se como potencias
aplicações para o uso do calor rejeitado dos painéis HCPV.
Portanto, o presente estudo buscou tratar os problemas térmicos inerentes à conversão
direta de energia solar em energia elétrica por células fotovoltaicas de alta concentração,
investigando uma concepção simples e eficiente baseada em um microssistema térmico de
alto rendimento para recuperação do calor rejeitado.
Outro aspecto importante do presente projeto foi a caracterização comparativa do
emprego de um sistema de resfriamento aletado convencional, disponível comercialmente e
do sistema de resfriamento ativo, por meio de um microtrocador a água. Para ambas as
análises as células e os elementos concentradores (lentes Fresnel) foram idênticos.
2.3.2. Energia de Concentradores Solares
Plantas de geração de energia por meio de concentradores solares fazem uso de
espelhos e lentes para concentrar os raios solares de uma área maior em uma área reduzida,
sobre um elemento chamado receptor, fazendo assim, com que sua temperatura se eleve. Por
conta deste aumento de temperatura, o receptor é posto para realizar troca de calor com um
fluido, denominado, fluido térmico. Uma vez aquecido, pode-se ou armazenar esta energia
térmica (termoacumulação, permitindo utilização deste calor fora dos horários de exposição
solar para, por exemplo, aquecimento de água para residências) ou converter esta energia
térmica em energia elétrica por meio de geradores elétricos a vapor (em geral acionados por
turbinas a vapor) que são então acoplados à rede elétrica.
Dentre as maneiras de utilizar a energia solar, as mais comuns são as torres
concentradoras solares, os refletores parabólicos e os concentradores lineares Fresnel.
20
2.3.2.2. Refletores Parabólicos
Neste tipo de concentrador veremos duas utilizações distintas: a primeira é o uso
isolado de concentradores em disco, cada qual convertendo a energia térmica em elétrica
utilizando um motor Stirling ou uma microturbina e, consequentemente, todos ligados à rede
elétrica (figura 2.10); a segunda é o uso de concentradores parabólicos com foco em uma
linha (também conhecido como coletor de calha parabólica), pela qual percorre um tubo com
o fluido de processo a ser aquecido em um circuito fechado, trocando calor em um
evaporador e gerando vapor a ser empregado na produção de energia elétrica (figura 2.11).
Figura 2.10 – Coletores de Disco Fonte: https://pt.solar-energia.net/media/termica/central-energia-solar-
disco-parabolico.jpg
Figura 2.11 - Concentradores de Calha Parabólicos
Fonte: https://pt.solar-energia.net/media/termica/captadores-solares-cilindricos.jpg
21
Enquanto os concentradores parabólicos possuem movimentação duo-axial, os
coletores de calha se movimentam apenas ao redor de um eixo.
Este primeiro tipo de concentrador, utilizando uma célula fotovoltaica como gerador
de energia elétrica em conjunto com um sistema de resfriamento dimensionado para o
reaproveitamento do calor dissipado pela célula, compõe a totalidade do escopo em estudo
neste trabalho.
2.3.2.3. Torre Concentradora Solar
Outra forma de aproveitar a energia solar por meio de espelhos concentradores solares
é na Planta Solar com campo de espelhos e torre concentradora. Esta Planta, exemplificada
pela figura 2.12 consiste em um campo de refletores (heliostatos) que concentram os raios
solares incidentes nos refletores no topo de uma torre, onde se encontra um recipiente com
uma massa de fluido de processo que por eles é aquecida. Estes heliostatos possuem controle
ativo ou passivo para otimização da captação de energia solar. Nestas Plantas ou Usinas a
temperatura do recipiente no topo da torre atinge os 1.000ºC, fazendo com que o fluido de
processo absorva toda esta energia que vai sendo acumulada e depois é utilizada ou como
fonte para produção de energia elétrica, como já mencionado, ou como sistema de
armazenamento de energia por termoacumulação.
Figura 2.12 - Torre Concentradora Solar com campo de espelhos na Espanha
Fonte da foto: https://climatekids.nasa.gov/review/concentrating-solar/solartower.jpg
22
2.3.2.4. Concentradores Lineares Fresnel
Visando reduzir o custo de instalação de uma planta solar por não utilizar espelhos
côncavos para concentrar os raios solares no receptor, passou-se a utilizar uma série de
espelhos planos. Esses espelhos são de fabricação mais fácil comparados aos espelhos
côncavos, sendo, portanto mais baratos. O ponto negativo desta substituição é que o setup
com espelhos planos apresenta maiores perdas óticas, apresentando menores eficiências em
relação aos concentradores parabólicos. Quanto à maneira de disposição da Planta como um
todo, esta é, como visto na figura 2.13, similar à da Planta de energia solar com
concentradores de calha parabólicos (figura 2.11).
Figura 2.13 - Concentradores Lineares Fresnel
Fonte: http://ategroup.com/wp-content/uploads/2017/04/Linear-Fresnel-Reflector-
Concentrator.jpg
2.3.3. Energia Térmica – módulo híbrido de aproveitamento de energia
Procurando elevar a eficiência global de qualquer equipamento de geração por meio
da captação de energia solar, passou-se a utilizar também, de maneira produtiva, a energia
térmica decorrente do aquecimento dos componentes empregados no sistema.
No caso das células HCPV isto surgiu como um caminho natural, visto que, quando o
elemento concentrador primário possui alto fator de concentração (acima de 300 sóis), é
23
usualmente utilizado o resfriamento ativo. Com isso, o fluido de resfriamento, neste caso de
estudo a água, troca calor com a célula afim de que esta não sobreaqueça e não tenha sua
eficiência demasiadamente reduzida. ZIMMERMANN et al (2015), em seu estudo,
verificou que com a inclusão do aproveitamento da energia térmica antes descartada, a
eficiência global do processo passava a atingir a marca de 60%, ao passo que sem esse
aproveitamento a eficiência se limitava ao valor da eficiência elétrica da sua célula, próxima
de 15%. Neste caso citado houve um aumento de 300% na eficiência global com o uso da
energia térmica.
Contudo, há de se mencionar a diferença de qualidade termodinâmica entre energia
elétrica e térmica, sendo a primeira de utilização e transporte muito mais prático em face à
segunda e também ao se computar a eficiência termodinâmica. Para uso direto, realmente a
energia térmica não pode ser considerada como energia passível de utilização por sua difícil
conversão em energia elétrica ou mecânica, entretanto, para aplicações secundárias que
necessitam de fluidos a alta temperatura (calor), o aproveitamento térmico se encaixa
perfeitamente, como no já mencionado processo de dessalinização ou até reduzindo a energia
gasta com aquecimento de fluidos a alta temperatura em processos produtivos das indústrias
químicas e petroquímicas, por exemplo, ao fornecer a partir do Sol parte da energia que
deveria ser usada.
Já buscando a melhor maneira de utilizar o refrigerante como fonte térmica,
ZIMMERMANN et al (2015) substituiu a água a temperatura ambiente por água quente,
atingindo um aumento de 55% na eficiência termodinâmica do processo. Neste presente
trabalho tal pré-aquecimento não foi possível por uma série de fatores, sendo o mais
importante a baixa vazão utilizada nos testes, fazendo com que um possível pré-aquecimento
da água fosse perigoso pelo fato de o mesmo propiciar condições nas quais a célula poderia
operar fora de sua faixa segura de trabalho.
Aplicações teorizadas por ZIMMERMANN et al (2015) como possíveis para a água
quente, produto do processo de geração de energia elétrica pelo conjunto célula-trocador,
incluem: aquecimento de ambientes, que usualmente utiliza água na faixa de 40 a 70ºC;
dessalinização de água salgada para torná-la própria ao consumo, tecnologia que pode vir a
solucionar problemas de sede ao redor do planeta, que faz uso da água de entrada entre 55 e
80ºC; e refrigeração de recintos, aproveitando água entre as temperaturas de 65 a 90ºC.
24
2.4. Lente Fresnel
Quando desejamos focar raios solares de uma área para uma área menor ou mesmo
para um ponto, precisamos de um elemento concentrador que o faça. Neste trabalho foram
utilizadas lentes Fresnel.
O ponto chave da utilização dos elementos concentradores é o fato de que possibilitam
que se dimensionem componentes como painéis fotovoltaicos e células de silício menores,
portanto mais baratos. ZIMMERMANN et al (2015) fazem referência a fatores de
concentração solar da ordem de 2.000 vezes para coletores solar com concentradores de
disco parabólico, 1.000 vezes para torres concentradoras. Isto significa que, para o primeiro
caso, na ausência deste elemento concentrador a área do receptor deveria ser 2.000 vezes
maior, inviabilizando economicamente este tipo de planta de geração de energia. Por ter
esta propriedade, de reduzir a área necessária dos módulos solares, é que podemos dizer que,
analogamente, as lentes concentradoras Fresnel aumentam a eficiência dos módulos solares,
diminuindo o custo por unidade da energia gerada ($/kW).
Diferentemente do diferencial do espelho Fresnel face o espelho parabólico ou
circular, que é o custo, as lentes Fresnel apresentam, quando comparadas às lentes plano-
convexas equivalentes, significativa redução de espessura e peso, o que resulta em menor
consumo de material na sua produção e possibilita se ter lentes de grande abertura e curta
distância focal, como vemos na figura 2.14:
Figura 2.14 - Lente Fresnel x Lente plano-convexa; Fonte https://camara.pro/una-lente-fresnel/
25
Sua configuração geométrica, quando vemos a seção transversal desta lente (figura
2.14), é um agrupamento de trapézios, de maneira que formam seções concêntricas de
diferentes espessuras e angulações, visando a que toda a área da lente foque a luz solar
incidente em um mesmo ponto.
A fabricação destas lentes nos dias de hoje ocorre com aplicação de instrumento ou
ferramenta de microusinagem. O detalhe dos “dentes” da lente Fresnel pode ser visto na
figura 2.15
Figura 2.15 – Foto ampliada de uma lente circular para demonstração do Fresnel Fonte:
https://www.knightoptical.com/_public/images/category/fullsize_1380728461_294fresnellenscircular.jpg
26
3. Revisão Bibliográfica
3.1. Células Fotovoltaicas
WILSON (2009) estudou PV sem concentração e, segundo o autor, o arrefecimento
ativo dos painéis fotovoltaicos faz-se necessário não somente por aumentar a vida útil das
células fotovoltaicas, mas também para permitir o aumento da potência de saída do módulo,
uma vez que a integração bem sucedida de um sistema de arrefecimento aos painéis pode
permitir um aumento da eficiência de conversão fotoelétrica de até 13% quando comparados
à situação sem arrefecimento ativo, apenas com perdas por convecção natural e radiação pela
estrutura do painel.
Outros autores [HO et al (2010), WILLIAM (1986), ZIMMERMANN (2015)],
estudaram painéis envolvendo concentradores e afirmam que para sistemas com
concentração acima de 4 sois as técnicas passivas de resfriamento podem ser insuficientes
na remoção rápida e necessária do calor para o funcionamento adequado do sistema PV e
reportaram um ganho de 6% na eficiência ao empregar um sistema ativo bifásico de
resfriamento baseado em convecção forçada, mesmo para um sistema de apenas 20 sois de
concentração, quando comparado à utilização de termossifão (arrefecimento passivo). Nesse
caso, sem nenhum tipo de arrefecimento, as células atingiriam o limite de temperatura
máxima de operação recomendada pelo fabricante. Reforçam ainda que os benefícios do
arrefecimento ativo podem tornar-se ainda mais evidente e eventualmente imperativo com o
aumento da concentração solar (>150 sois). Todavia, segundo ROYNE et. al. (2005), apenas
a redução da temperatura da célula não é responsável sozinha pelo aumento da eficiência da
mesma, e apontam a uniformidade da distribuição de temperatura como um fator crucial
nesta análise de performance.
As células fotovoltaicas ganharam popularidade devido à ascensão da busca de
matrizes energéticas limpas, como relataram HO et al. (2010). Contudo, a conversão elétrica
ainda é cara e de baixa eficiência, limitada a 25%, o limite atual visto nas células disponíveis
no mercado. Por conta disso que, para reduzir custos, tanto espelho quanto lentes
concentradoras passaram a ser empregados para reduzir a área da célula PV necessária para
a conversão, propiciando o aumento da intensidade de radiação incidente por unidade de
área.
27
Por outro lado, não para reduzir custos, mas para aumentar a energia
gerada/aproveitada é que se passou a buscar métodos de aproveitamento do calor antes
perdido nos sistemas de células fotovoltaicas. O artigo ainda afirma que no balanço
energético de uma célula PV com concentração de 100 sóis e refrigerado apenas por
convecção natural e radiação, a célula pode atingir temperaturas de até 1.200 K.
ROYNE et al (2005) menciona em seu trabalho o protótipo CHAPS, da Australian
National University, uma estrutura na qual as células são resfriadas por refrigerante
bombeado em tubos de alumínio e, também cita que discos parabólicos, quando submetidos
a vazões da ordem de 0,5 kg/s, atingiram 24% de eficiência elétrica e chegando a hipotéticos
70% de aproveitamento global energético no sistema, visto que a princípio a energia térmica
embora captada não havia sido direcionada para uma finalidade específica. Devido a esta
análise, eles pontuaram que o resfriamento ativo traz benefícios claros em termos de
eficiência global nos projetos em que é aplicado.
Neste panorama, as células HCPV, que ROYNE et al (2005) tem delimitada sua a
eficiência elétrica, para a tecnologia atualmente empregada em sua fabricação, no valor de
25%. Este valor será uma das referências para validação da informação dada pelo fabricante
das propriedades da célula HCPV 3C42A-HC/Glass, utilizada neste projeto.
Já considerando a variação das curvas de tensão e corrente geradas, ZIMMERMANN
et al (2015) demonstra o comportamento da célula PV face diferentes fatores de
concentração:
Figura 3.1 – Curvas de Tensão e Corrente para variados fatores de concentração
28
3.2. Métodos de Resfriamento e considerações acerca da Eficiência Global
Neste trabalho tanto os métodos passivos de resfriamento quanto os ativos foram
abordados.
Para métodos passivos, ROYNE et al (2005), testa sistemas lineares de resfriamento
para baixas concentrações, da ordem de 20 sóis. Ao passo que utilizando dissipadores
passivos de calor é possível a manutenção da temperatura da célula dentro dos parâmetros
seguros determinados pelo fabricante, mas perde-se potencial de ganho de eficiência por
negligenciar toda a energia térmica passível de ser aproveitada e se limita a eficiência do
processo à conversão elétrica da célula.
Já HO et al (2010), afirma que para fatores acima de 150 sóis, resfriamento ativo já é
necessário, em parte buscando a segurança da célula HCPV, mas também principalmente
para propiciar o aproveitamento da energia térmica.
Já métodos ativos de resfriamento, ainda mais elaborados que os utilizados neste
trabalho, podem ser o caminho para além de aproveitar o calor antes descartado para o
ambiente, elevar a eficiência da célula HCPV com a uniformização e controle da temperatura
em sua superfície.
ROYNE et al (2005) analisou diferentes configurações de sistemas de resfriamento,
obtendo resultados satisfatórios de aproveitamento energético, como no estudo do sistema
CHAPS, na Australian National University, um arranjo de células resfriado ativamente por
líquido bombeado dentro de uma tubulação de alumínio. Para este setup descrito, com
1kW/m2 de radiação incidente e fator de concentração de 13 sóis as eficiências atingidas
foram: 11% para conversão elétrica e 57% para conversão térmica. Em seu trabalho comenta
também o caso da empresa Solar Systems Pty. Ltd. que com sistemas fotovoltaicos
concentradores por discos parabólicos de FC =340, atingiu 24% de conversão elétrica na
célula e realizava estudo para aproveitar a energia térmica dissipada, o que elevaria a
eficiência total do sistema para valores acima de 70%.
HO et al (2010), utilizando fator de concentração de 20 sóis, com R-134A utilizado
como fluido térmico, atingiram 20% de eficiência de conversão elétrica, porém não foi
aplicado o aproveitamento da energia térmica do sistema.
29
Como explicado no capítulo anterior, item 2.3, ZIMMERMANN et al (2015)
conseguiram determinar um aumento de eficiência global híbrida do conjunto célula
monolítica de módulo interconectado (MIM) de concentração solar e microtrocador de 15%
para 60%, sendo possível conversões termodinamicamente ainda melhores em termos de
eficiência da segunda lei da termodinâmica, com o aproveitamento da água de saída a
elevadas temperaturas.
O equacionamento da eficiência global e do calor retirado pelo dissipador empregado
foram descritos por ZIMMERMANN et al (2015) a partir das equações (3.1) e (3.2), nas
grandezas denominadas Pth para potência térmica, Cp como calor específico a pressão
constante do fluido de resfriamento, 𝑐𝑜𝑚𝑏
, a eficiência combinada da conversão elétrica e
térmica; PMP e Pth as potências elétrica e térmica, C o fator de concentração, DNI a radiação
direta incidente e A área da célula fotovoltaica (a notação utilizada para tais grandezas neste
trabalho será diferente).
𝑃𝑡ℎ = �� × 𝐶𝑝 × 𝑇 (3.1)
𝑐𝑜𝑚𝑏=
𝑃𝑀𝑃 + 𝑃𝑡ℎ
𝐶 × 𝐷𝑁𝐼 × 𝐴
(3.2)
3.3. Microtrocador
Microtrocadores são e foram objeto de muito estudo no LabMEMS/COPPE/UFRJ,
logo o presente texto apresentará, além das informações de muitos outros autores, as
conclusões destes pesquisadores do laboratório tanto nesta seção quanto na caracterização
do microtrocador utilizado nos testes, desenvolvido por TORO (2016), GUERRIERI (2013)
e CORREA (2013).
Neste panorama, de busca de processos mais eficientes bem como de aplicação de
fatores de concentração solar cada vez maior para aumentar a energia elétrica produzida nas
células, microtrocadores passaram a se fazer necessários de maneira a resfriar as células
HCPV, visto que acima de 500 sóis já é altamente recomendado o resfriamento ativo das
células HCPV.
30
O microtrocador utilizado para resfriamento de uma das células do experimento foi
fabricado no LabMEMS/COPPE/UFRJ a partir de um projeto realizado por GUERRIERI
(2013) a partir de uma proposição feita por CORREA (2013) da geometria de um
microtrocador de calor para arrefecimento de um sistema HCPV comercial capaz de
concentrar 1.200 sóis, usando água como fluido de trabalho. A fabricação deste
microtrocador foi feita por microusinagem utilizado uma microfresadora de controle
numérico computadorizado (CNC).
No entanto, a geometria dos distribuidores de entrada e saída, plenums do
microtrocador não foram otimizadas por CORREA (2013) e GUERRIERI (2013) que
propuseram uma geometria retangular para a região do plenum. TORO (2016) afirmou que
plenuns retangulares favorecem a má distribuição de fluido.
Com o intuito de diminuir as diferenças de distribuição de fluido pelos microcanais neste
presente trabalho foi utilizado um microtrocador composto por 24 micro canais, diferente
do anterior que era composto por 18 micro canais, e para a região dos plenuns é feita a
proposta de geometria trapezoidal, projetado pela doutoranda Ivana Fernandes de Sousa.
Na seção dedicada ao microtrocador está apresentado um estudo mais aprofundado das
suas especificações técnicas.
31
4. Caracterização do Experimento
No presente capítulo é apresentado o aparato experimental utilizado para realização
dos testes com conjunto célula-sistema de resfriamento, havido no período de 11 a 14 de
outubro de 2017. O conjunto compreendeu: suporte de madeira no qual foram fixados, duas
células HCPV, duas lentes Fresnel e sua estrutura de sustentação, microtrocador, dissipador
passivo aletado, termopares para leituras necessárias do experimento e sistema de
bombeamento de fluido de resfriamento. Uma simplificação dos componentes utilizados
nos testes pode ser vista na figura 4.1, enquanto que ao longo deste capítulo iremos conhecê-
los individualmente com mais detalhes.
Figura 12 – Desenho esquemático dos componentes dos testes
4.1. Célula HCPV
4.1.1. Especificação
No presente trabalho foram empregadas duas células HCPV de mesma especificação
técnica, da empresa AzurSpace, modelo 34C42A, versão HC/Glass. Estas células são de
tripla junção e possuem área ativa de dimensões 5,5 x 5,5mm (30,25mm2).
32
Todas as informações neste capítulo apresentadas foram relatadas estritamente em
função do que o fabricante disponibiliza de informação na folha de dados (datasheet) das
células.
A tabela 4.1 quantifica correntes, tensões e potências da célula utilizada em função do
fator de concentração solar aplicado. Por conta de que o comportamento das correntes
geradas em função da concentração, dado pela empresa fabricante, foi observado como
sendo linear para fatores intermediários será feita interpolação dos dados apresentados na
tabela. As grandezas descritas respondem pela corrente e tensão máximas possíveis obtidas
pela célula, denominadas ISC, corrente de curto circuito e VOC, tensão em circuito aberto;
IMPP e VMPP, corrente e tensão ótimas de operação, gerando, combinadas, a maior potência
elétrica, PMPP; FF, ou fator de preenchimento, que é a razão entre a potência máxima possível
e o produto ISC x VOC; e , que neste documento será referido como E, a eficiência elétrica,
recebendo este índice (E) para que fique claro que está sendo tratada a eficiência de
conversão de energia solar em energia elétrica.
Tabela 4.1 - Dados da célula HCPV - 3C42A – HC/Glass – Catálogo AzurSpace
4.1.2. Eficiência elétrica da célula: E
É denominada eficiência elétrica, no datasheet descrita pela letra grega (eta), a
parcela da energia incidente na célula que esta consegue transformar em energia elétrica a
ser utilizada. O restante da energia assume outras características, como energia térmica, a
qual que pode também ser aproveitada, entretanto não diretamente pela célula, mas por meio
de, por exemplo, termoacumulação em um fluido de trabalho para o resfriamento da célula,
o que se constitui no objetivo deste trabalho.
A tabela 4.1, reproduzida do catálogo da célula, informa a sua eficiência elétrica, que
na versão HC/Glass, é de 41,2% para concentração de 250 sóis, 41,4% para 500 sóis e 40,9%
Sun
Concentration
Isc
[A]
Voc
[A]
IMPP
[A]
VMPP
[A]
PMPP
[WMPP]
FF
[%]
[%]x 250 1.14 3.06 1.12 2.8 3.14 90 41.2
x 500 2.28 3.08 2.23 2.83 6.32 90 41.4
x 1000 4.56 3.11 4.48 2.79 12.49 88.1 40.9
Célula 3C42A - HC/Glass
33
para 1.000 sóis. Esta eficiência, contudo, também sofre alteração com a variação da
temperatura. Embora no datasheet da célula não esteja informado o coeficiente de variação
da eficiência elétrica por mudança de temperatura para a versão utilizada, a HC/Glass, estão
presentes informações referentes ao modelo MC/Air, como explicitado na tabela 4.2.
Analisando, por fim a diferença nas duas tabelas (4.1 e 4.2) entre corrente, tensão e potência
produzidas, verifica-se que estas são da ordem de 1 a 2%. Por este motivo, para efeito de
previsão do comportamento da eficiência da célula nas variadas temperaturas dos testes, as
equações que quantificam a eficiência elétrica da célula modelo 3C42A – MC/Air serão
também aplicadas para a versão HC/Glass. Tais equações são:
𝐸/𝑇 = −0,048%/𝐾 (4.1)
𝐸
(𝑇) = 𝐸
(25º𝐶) − 0,048 × (𝑇 − 25) (4.2)
A partir do uso das equações (4.1) e (4.2), sendo o valor 25 na equação (4.2) referente à
temperatura de 25ºC, temperatura de referência para caracterização das células, feita pelo
fabricante e da tabela 4.1, foi plotada a curva de eficiência elétrica da célula 3C42A-HC/Glass
em função da sua temperatura, conforme exibida na figura 4.2
Tabela 4.2 - Dados da célula HCPV - 3C42A – MC/Air – Catálogo AzurSpace
Figura 4.2 - Curva de eficiência elétrica da célula HCPV, plotada pelo Autor a partir das informações fornecidas
pela empresa AzurSpace e referidas na tabela 4.1 e nas equações (4.1) e (4.2)
Sun
Concentration
Isc
[A]
Voc
[A]
IMPP
[A]
VMPP
[A]
PMPP
[WMPP]
FF
[%]
[%]x 250 1.16 3.07 1.14 2.82 3.21 90.10 42.00
x 500 2.33 3.11 2.29 2.79 6.40 88.30 41.90
x 1000 4.68 3.13 4.57 2.70 12.33 84.20 40.40
Célula 3C42A - MC/Air
34
Apesar de a informação apresentada na figura 4.2, eficiência em função da
temperatura, ter sido fornecida pelo fabricante através das equações (4.1) e (4.2), no presente
estudo tal informação será verificada através das análises dos dados experimentais como será
mostrado mais adiante no capitulo de resultados, de número 7.
4.2. Lentes Fresnel
4.2.1. Especificação da Lente
No presente trabalho foram utilizadas duas lentes Fresnel, da empresa Knight Optical,
modelo LFG152152 em PMMA acrylic, com as seguintes dimensões: fator de concentração
700; distância focal de 152 mm; espessura de cada faceta de 0,2mm; dimensão total dos
lados 170 x 170 mm; espessura da lente 1,5mm; e diâmetro total de Fresnel 152 mm. Na
figura 4.3 pode-se ver como estas lentes foram fixadas em uma estrutura de alumínio,
visando mantê-las a mesma distância da base de madeira que as suporta, elemento que será
detalhado mais a frente e, consequentemente, suporta as células HCPV.
Figura 4.3 – Foto do conjunto de lentes Fresnel utilizadas no experimento (Conjunto concebido pelo Autor)
4.2.2. Determinação da distância de máxima produção de corrente
Por conta de não haver uma informação precisa sobre a partir de quais pontos pode ser
determinada a distância focal na aplicação das lentes de Fresnel para concentração solar em
célula com segundo elemento óptico (domo de vidro), a focal distância ótima foi
determinada experimentalmente, mediante variação da distância entre lente e célula, definida
por meio da movimentação das porcas tipo borboleta ao longo dos três eixos roscados sem-
fim que desempenharam a função de guias a partir do suporte.
Tal procedimento foi realizado após a montagem no seguidor solar da base das células
HCPV com o suporte em alumínio com as lentes Fresnel. Uma vez o seguidor perfeitamente
35
alinhado com o Sol e a lente com centro coincidente com o topo do domo da célula, foi
variada a altura da lente em relação a base e realizada a leitura da corrente elétrica que era
registrada em um multímetro.
A leitura da altura se deu sempre da base de madeira para o lado inferior do perfil de
alumínio que suporta as lentes (dimensão indicada na figura 4.4). Devido à utilização de
eixos com rosca sem-fim e de uma trena foi possível realizar o ajuste da distância focal com
precisão de 0,5mm. Sendo assim, no dia 11/10/2017 foi encontrada a distância de 132 mm
como sendo a distância focal que provia a maior corrente produzida na célula, que atingiu o
valor de 1,58 A.
Figura 4.4 – Esquema demonstrativo dos pontos a partir dos quais foi medida a distância focal que resultou na
maior corrente elétrica gerada pela célula HCPV
4.2.3. Fator de Concentração da Lente: FC
O fator de concentração de uma lente Fresnel é a relação entre a área de Fresnel desta
lente e a área do foco dela quando posicionada na distância focal correta. Ao realizar a
compra das lentes Fresnel, o fabricante informou na datasheet que as acompanha que o fator
de concentração das lentes é de 700 sóis.
Este valor de concentração, contudo, só poderia ser utilizado caso a área da célula
HCPV fosse igual à área do foco da lente, o que não ocorreu. Caso houvesse apenas a lente
e o substrato de silício da célula, seria possível ver que nem toda a área de silício receberia
radiação solar. Para possibilitar a uniformização da radiação por toda a área ativa da célula
36
é que existe um segundo elemento óptico, um domo difusor (figura 4.5), que propicia a
distribuição de maneira mais harmoniosa e efetiva dos raios solares ao longo da área da
célula fotovoltaica propriamente dita.
Figura 4.5 – Detalhe do domo difusor da célula HCPV
Esta concentração, medida pelo FC em sóis, determina quantas vezes mais radiação
solar a célula recebe comparado à quanto ela receberia sem a utilização da lente Fresnel. Por
exemplo: uma célula utilizando uma lente Fresnel de FC igual a 100 sóis passa a receber 100
vezes mais radiação solar do que receberia caso não a utilizasse como elemento óptico
concentrador.
Um outro valor a ser considerado como FC do experimento é o chamado por MONTES
et al(2014) de fator de concentração geométrico. A maneira, portanto, de determina-lo, é
calcular a razão entre a área de Fresnel da lente LFG152152 da Knight Optical e a área ativa
da célula HCPV 3C42A-HC/Glass, por meio da equação (4.3):
𝐹𝐶 = 𝐴𝑓𝑟𝑒𝑠𝑛𝑒𝑙
𝐴𝑃𝑉 =
152 × 152 × 𝜋4
5,5 × 5,5 = 599,86 ≈ 600
(4.3)
Com esta equação foi possível determinar o valor real do FC. Uma maneira de
entender por que o valor informado pelo fabricante não se aplica a este experimento é
calculando a área necessária de uma lente Fresnel para que a radiação incidente na célula
HCPV fosse 700 vezes maior, como na equação 4.4:
𝐴𝑓𝑟𝑒𝑠𝑛𝑒𝑙 = 𝐹𝐶 × 𝐴𝑃𝑉 = 700 × 5,5 × 5,5 = 21.175 𝑚𝑚2 (4.4)
Como a área de Fresnel da lente é de 18.145,9 mm2, aproximadamente, fica provado
que é impossível que o FC do experimento seja 700 sóis para este conjunto célula HCPV-
lente Fresnel. Logo, deste ponto em diante, passa-se a cogitar apenas 2 fatores de
concentração possíveis: 346 e 600 sóis.
37
O valor de 346 sóis foi obtido numericamente a partir da interpolação da corrente
máxima lida pelo multímetro no procedimento de determinação da distância focal da lente
na tabela de correntes elétricas (tabela 4.3) do datasheet da célula HCPV 3C42A/HC-Glass.
A interpolação está demonstrada na equação (4.5).
Tabela 4.3 – Dados de Corrente para diferentes concentrações para a célula HCPV 3C42A/HC-Glass
𝐹𝐶 = 250 + (
1,58 − 1,14
2,28 − 1,14) × 250 = 346
(4.5)
Em suma, foram avaliados pertinentes 3 diferentes fatores de concentração: 346 sóis,
obtido pela interpolação dos dados fornecidos pela empresa AzurSpace, fabricante da célula;
600 sóis, a relação entre a área de Fresnel da lente e a área ativa da célula; e 700 sóis,
informação dada pela OpticalKnight, fabricante da lente.
Concentração Corrente [Isc]
x250 1,14
x500 2,28
x100 4,56
FC 1,58
38
4.3. Microtrocador
O microtrocador empregado neste experimento possui plenuns trapezoidais e 24
microcanais, de aproximadamente 13 mm de comprimento e de seção retangular de 400 μm
de largura e 945 μm de altura. No total, a área de troca térmica dos microtrocadores possui
172,64 mm², valor projetado pelo grupo do LabMEMS/COPPE/UFRJ para ser coincidente
com a área da célula HCPV utilizada nos testes, de fabricação da empresa AzurSpace e
modelo 3C42A-HC/Glass.
A idealização e determinação de suas dimensões, número de canais e geometria dos
plenuns foi feita, como referenciado no capítulo 3, por pesquisadores do Laboratório de
Nano e Microfluidica e Microssistemas (LabMEMS/COPPE/UFRJ) [SOUSA (2017),
TORO (2016), CORREA (2013), GUERRIEIRE (2013)].
Demais dimensões técnicas, tais quais posicionamento dos furos na tampa e na base,
furos dos plenuns de entrada e saída e seus respectivos diâmetros, angulação dos plenuns e
dimensão total da tampa e da base do microtrocador estão detalhadas na figura 4.6 que segue.
39
Figura 4.6 – Desenho Técnico da Base e da Tampa do Microtrocador, respectivamente Fonte: SOUSA (2017)
40
O microtrocador foi fabricado a partir de chapas de alumínio, cada qual com 11 mm
de espessura. As operações de faceamento, furação e demais usinagens como a confecção
dos microcanais foram feitas com a utilização de uma microfresa comandada por controle
numérico. O resultado final do processo de microusinagem está apresentado na figura 4.7.
Figura 4.7 - Base (esq.) e tampa (dir.) do microtrocador
Após ambas a base e tampa estarem prontas, realiza-se a vedação e fechamento do
microtrocador, inserindo uma junta de papelão hidráulico (figura 4.8), fabricado pela
empresa ASALIT, com furos coincidentes com os do microtrocador.
Figura 4.8 - Papelão hidráulico
Uma vez posicionado o papelão hidráulico, o microtrocador é fechado com 4 parafusos
de aço carbono M3. A estanqueidade do microtrocador é testada com o bombeamento de
água pelas conexões de latão rosqueadas nas áreas dos plenuns de entrada e de saída de
41
fluido, conexões essas mantidas em todos os testes realizados posteriormente neste
experimento.
Por fim, ocorre a fixação do microtrocador, juntamente com a célula HCPV, na placa
de acrílico, como visto na figura 4.9, para posteriormente então serem presos na placa de
madeira da estrutura de suporte das lentes e células apresentada na seção 4.5.
Figura 4.9 – Microtrocador do sistema montado na placa de acrílico
4.4. Dissipador de Resfriamento Passivo com uso de Aletas
Com o intuito de possibilitar a comparação entre a performance do microtrocador com
algum componente de comportamento estável e conhecido, o setup do suporte utilizou duas
células HCPV da empresa AzurSpace, modelo 34C42A, versão HC/Glass e resfriou cada
uma de uma maneira, sendo uma resfriada pelo próprio microtrocador e outra por um
dissipador aletado, figura 4.10, do fabricante TCT Brasil, modelo KM 1222, feito em
alumínio. Os dados técnicos do dissipador são: área do dissipador, de valor 584,08 mm2;
perímetro de 625,57mm e resistência térmica, RTHHA, 2,47ºC/W.
42
Figura 4.10 – Desenho Técnico do Dissipador Aletado utilizado, fonte: Catálogo de dissipadores de calor – TCT
Brasil
A troca térmica que ocorre no dissipador passivo (aletado) instalado sob um dos
conjuntos de célula solar se dá a partir da convecção natural do ar que circula na parte de
baixo da placa de madeira na qual o dissipador foi aparafusado, como visto na figura 4.11 a
seguir.
Figura 13.11 – Demonstrativo da localização do dissipador passivo KM 1222na parte inferior na base de madeira
43
As células, neste experimento, estão inseridas na base de aglomerado de madeira,
como pode ser visto em detalhe na figura 4.12.
Figura 4.12- Vista da célula HCPV no suporte de maneira
Para calcular o calor trocado ao longo do dia entre célula e trocador aletado, foi
utilizada a equação (4.6) descrita no trabalho de ZIMMERMANN et al (2015):
𝑅𝑇𝐻𝐻𝐴 = ∆𝑇��⁄ (4.6)
Em que RTHHA é a resistência térmica entre o ponto quente e o ambiente.
Rearrumando a equação (4.6) chegamos a equação (4.7):
𝑄𝐴𝑙𝑒𝑡𝑎 = 𝑅𝑇𝐻𝐻𝐴 × ∫(𝑇3 − 𝑇2)𝑑𝑡
(4.7)
Em que, T3 é a temperatura do dissipador, medida pelo termopar Tp3; T2 é a
temperatura ambiente, medida pelo termopar Tp2; RTHHA é a resistência térmica do
dissipador, dado fornecido pelo fabricante; e Q é o calor trocado, grandeza que deseja-se
estimar a partir das informações coletadas nos testes.
44
4.5. Termopares
Para tomada de dados de temperatura nos diversos elementos constituintes deste
trabalho foram utilizados termopares tipo T, de termoelemento positivo Cobre e negativo
Constantan (liga de cobre e níquel na proporção Cu55% - Ni45%), com faixa de utilização
de -270 a 370ºC e faixa de f.e.m produzida (tensão) de -6,258 a 20,872 mV.
Todos os termopares foram calibrados para a faixa de temperaturas entre 10º e 80ºC
pelo autor deste trabalho com o auxílio da doutoranda Luz Elena Peñaranda, no dia anterior
ao início dos testes. O processo de calibração está apresentado no Anexo 2.
Foram utilizados ao todo 7 termopares para coleta de dados, organizados da seguinte
maneira:
O primeiro termopar, aqui chamado Tp0 foi designado para a interface entre a célula
HCPV e o microtrocador, inserido em um rasgo usinado na parte externa da tampa do
microtrocador e fixado e vedado com pasta térmica de modo a otimizar a leitura.
A localização deste termopar está ilustrada na figura 4.13; o conjunto célula-
microtrocador, já com o termopar Tp0 fixado está apresentado na figura 4.14, na próxima
página.
Figura 4.13 - Inserção do termopar no rasgo do microtrocador
45
Figura 4.14 - Conjunto célula-microtrocador montado com o termopar
Para aquisição de dados de temperatura das águas de entrada e saída, foram utilizados
dois termopares (Tp1 para água de entrada e Tp5 para água de saída), inseridos,
respectivamente, nas mangueiras de entrada e saída de água do microtrocador (figura 4.15).
O meio de posicionar a extremidade do termopar dentro da mangueira foi realizando furos
com agulhas nas mesmas e depois fazendo a vedação com cola.
Figura 4.15- Vista inferior do microtrocador após isolamento realizado no dia 13/10, mostrando
localização dos termopares nas mangueiras de entrada e saída de água
A temperatura ambiente foi medida pelo termopar Tp2, preso na parte inferior da base
de madeira, fazendo sempre a leitura da temperatura na sombra. A localização do termopar,
com demarcação de onde está a ponta do termopar está mostrada na figura 4.16.
46
Figura 4.16 - Termopar T2
Com o intuito de estudar a dissipação de calor por parte do dissipador aletado, um
termopar foi colocado na base da aleta e colado com fita isolante à base, de modo a não
realizar troca térmica com o ambiente, como visto na figura 4.17.
Figura 4.17 - Termopar T3
Por fim, para realizar leituras o mais próximas possível da temperatura real da área
ativa das células HCPV, foi posicionado no interior de cada célula, na área delimitada pelo
domo difusor e o substrato de silício, um termopar, aqui denomiado Tp4, para a célula
resfriada pelo dissipador passivo e Tp6, para a célula resfriada pelo microtrocador. Na figura
4.18, é possível ver (observando a seta) onde exatamente foi teorizado para posicionamento
os termopares Tp4 e Tp6. Nas figuras 4.19 e 4.20 vemos, respectivamente, a célula Tp4 com
47
seu termopar já posicionado, porém antes de colar fita isolante térmica adesiva para evitar
movimentação e saída da posição desejada do termopar e a célula Tp6, já com tanto o
termopar inserido quanto com a fita isolante já colada.
Figura 4.18 – Desenho teórico da célula HCPV, com a seta indicando a posição ideal de localização da
ponta do termopar
Figura 4.19 - Célula HCPV fixada no dissipador aletado, com termopar Tp4 já colocado
48
Figura 4.20 - Célula HCPV fixada no microtrocador, com termopar Tp6 já colocado e fita isolante para
fixação já colada
49
4.6. Estrutura de Suporte às Lentes Fresnel e Células HCPV
Nesta seção será abordada a construção da estrutura utilizada como suporte para lentes
e células HCPV que foi posteriormente agrupada no seguidor solar do grupo de pesquisa do
Prof. Enio Bandarra Filho.
Para base do suporte foi escolhida uma placa de madeira de 600 mm de comprimento,
300 mm de largura e 20 mm de espessura. O motivo da placa possuir 600 mm de
comprimento foi devido à escolha feita de se fixar uma estrutura metálica para testes com
duas lentes lado a lado para uso ao mesmo tempo, dados que estas lentes possuem 170 mm
de lado, e ainda foram deixadas folgas entre as lentes para facilitar o manuseio da estrutura
e colocação e alinhamento das lentes com as células presas na base. A espessura da placa
foi escolhida de maneira a prover robustez ao suporte como um todo, visto que este foi preso
ao seguidor solar por meio de grampos “sargentos” e sua deformação não era desejável.
Os furos da placa de madeira foram primeiramente para dar acesso a parte inferior das
células HCPV, que seriam fixadas na face superior da placa de madeira por uma placa de
acrílico. Entretanto, para o experimento com dissipador aletado a célula não poderia ficar
acima da placa de madeira, pois necessitava estar em contato com a superfície do dissipador.
Com isto, teve-se que embutir a célula do dissipador dentro do furo feito na placa de madeira,
como visto na figura 4.21.
Após realizar o posicionamento e a furação do dissipador na base, verificou-se que o
fato de a célula estar embutida na placa traria um benefício do ponto de vista de se reduzir a
convecção ao redor da célula, dado que não foi possível enclausurar lateralmente o suporte
como um todo.
A partir destas constatações e também pelo fato de a estrutura de alumínio que dava
sustento às lentes não permitir que estas estivessem a distâncias distintas da base, foi
decidido posicionar também a célula resfriada pelo microtrocador da mesma maneira
fixando a placa de acrílico na parte inferior da placa de madeira (base).
Para a montagem de toda a estrutura foram utilizados: uma placa de madeira 600mm
x 300mm x 20mm; 3 eixos tipo parafusos sem-fim M6, 300mm de comprimento; 20 arruelas,
sendo 12 de aço e 8 de latão; 8 parafusos de latão M4; 6 porcas de aço M6; 12 borboletas
50
sendo 6 M6, de aço e 6 M4 de latão; grampos brancos; 8 protetores auto-adesivos de EVA–
marca Scotch, dimensões: 15mm x 15mm x 4mm. A estrutura pronta, já com as lentes,
células e dissipadores de calor está apresentada na figura 4.21.
Figura 4.21 - Montagem completa das lentes no suporte e deste na base com a célula HCPV e dissipadores
de calor
4.7. Seguidor Solar Automatizado
O seguidor, no qual foi fixado o suporte com as lentes Fresnel e as duas células
fotovoltaicas utilizados no presente experimento é de propriedade da Universidade Federal
de Uberlândia e seu uso foi realizado em colaboração com o grupo de pesquisa do Prof. Enio
Bandarra Filho, sob supervisão da doutoranda da UFU Luz Elena Peñaranda.
Este seguidor é composto de estrutura de perfis de aço soldados solidários a uma base
que é fixada no solo concretado e de uma parte móvel orientada por um sensor solar
(fabricante Solar MEMS, modelo ISSA 5-B0031) que comanda a atuação de motores
elétricos que a fazem movimentar. Preso no seguidor se encontra um módulo com 20 células
com trocadores aletados, estrutura semelhante a uma caixa prateada presente em diversas
fotos deste trabalho, como é possível visualizar na figura 4.22.
51
Figura 4.22 - Estrutura do seguidor Solar do grupo do Prof. Enio Bandarra Filho, na UFU – Uberlândia,
com estação meteorológica do INMET ao fundo
O seguidor busca proporcionar, para o que estiver a ele solidário, o alinhamento com
o Sol a partir de 2 procedimentos. Primeiro o controlador do seguidor, que possui um
microprocessador com um relógio interno e um GPS fazem uma aproximação preliminar do
ponto correto de alinhamento do módulo de células com o Sol.
Posteriormente o ajuste fino de posição é feito a partir do sensor solar modelo ISSA
5-B0031 da Solar MEMS (figura 4.23), que fica localizado no topo do módulo de células
(apontado pelo quadrado amarelo na figura 4.24). Este sensor, montado em um plano
paralelo às lentes e células, faz a leitura em dois eixos do ângulo de incidência dos raios
solares e busca a correção de posição de maneira que a incidência solar ocorra na
perpendicular. A atualização da posição do seguidor é feita a cada 30 segundos.
52
Figura 4.23 – Imagem do sensor solar modelo ISSA 5-B0031 da Solar MEMS fornecida pelo fabricante;
Fonte: http://www.solar-mems.com/wp-content/uploads/2017/02/sun_sensor_iss_2-1.png
Figura 4.24 – Foto com enfoque no sensor solar modelo ISSA 5-B0031 da Solar MEMS (delimitado pelo
quadrado amarelo)
53
4.8. Bomba e Tubulação
A bomba utilizada nos dias de teste (figura 4.25) é do fabricante US Solar Pumps,
modelo MG213YT/DC24W. Esta bomba, do tipo Magnetic Drive Micro Gear Pump de
acionamento por motor de corrente contínua, utiliza um dimmer para variação da vazão, que
pode atingir até 3,5 l/min.
Figura 4.25 – Bomba US Solar Pumps, modelo MG213YT/DC24W utilizada para bombear o fluido de
resfriamento do microtrocador
Para transporte do líquido de resfriamento, por conta de facilidade de montagem e da
necessidade de movimentação durante os testes, foi escolhida como tubulação mangueiras
rígidas de nylon, modelo PA11/12, 4,0 x 2,0, BS5409-1, de diâmetros externo e interno de
4 e 2 mm, respectivamente e pressão de trabalho 45 bar.
54
4.9. Procedimento Experimental
A montagem do aparato experimental foi realizada com o uso de grampos “sargentos”,
figura 4.26, na armadura do seguidor automatizado, com este posicionado na horizontal e com o
aparato coberto, de maneira a não haver a concentração solar durante o procedimento de
montagem. Recomendações acerca da operação do conjunto estão no Anexo 3.
Os testes eram iniciados com as lentes encobertas de maneira a evitar que durante o
posicionamento do seguidor, o ponto luminoso do foco fosse concentrado fora da célula
HCPV, o que acarretaria danos à placa de madeira utilizada como base. O seguidor, após
ligado, realiza um procedimento de reconhecimento do bom funcionamento de seus
componentes, a partir de duas rotações até os pontos laterais mais extremos e depois
assumindo a posição de segurança, assim chamada por garantir que não haja nenhuma
concentração solar por parte dos elementos ópticos (figura 4.27). Todo esse procedimento
dura em média 3 minutos e, após completo, o seguidor passa a funcionar autonomamente.
Figura 4.26 – Seguidor da UFU em operação, com realce para os grampos de posicionamento
55
Figura 4.27 – Seguidor da UFU na posição de segurança
Os testes foram realizados nos seguintes dias e horários: dia 11/10/2017, das 11:00h
às 15:30h; dia 12/10/2017, das 10:30h às 17:00h; dia 13/10/2017, das 9:15h às 15:30h; dia
14/10/2017, das 11h às 15:00h.
Cada teste teve um objetivo definido, com características únicas em função do objetivo
do trabalho. No primeiro dia, 11/10, a ideia foi manter a vazão o mais constante possível
(entre 35 e 40 g/min) de modo a permitir a operação continuamente ao longo deste dia, com
o intuito de estudar isoladamente o comportamento da célula em função apenas da radiação
solar incidente.
No dia 12/10 o planejado foi estudar as curvas de temperatura da célula, da água de
entrada e da água de saída do microtrocador em função da vazão, porém ainda com mudanças
de menor magnitude de maneira a buscar um teste que pudesse representar a operação ao
longo de todo o dia, sem necessidade de interrupções (vazão média 5 g/min).
56
O dia 13/10 foi utilizado para buscar mais informações acerca do comportamento das
curvas estudadas no dia 12 e, para isso, variações maiores na vazão foram implementadas,
possibilitando a análise da curva de temperatura da célula solar em função da vazão para
uma faixa maior de valores (vazão média 13,7 g/min). Além disso, às 11h deste dia, foi
implementado o isolamento térmico do microtrocador por cobertura com espuma isolante
térmica (foto detalhando isolamento pode ser vista na seção 5.5, figura 5.9). O motivo de
isolar o trocador é buscar que uma maior parte da troca térmica seja realizada pelo fluido
térmico, pois um dos objetivos primordiais deste trabalho é atingir altas temperaturas na
água de saída para aplicação em processos secundários.
O último dia de teste, 14/10, compreendeu a tentativa de substituição de uma das lentes
por outra de diferente FC, entretanto por incompatibilidade de dimensões entre a lente já
utilizada e a lente de concentração 750 sóis, tal tentativa foi frustrada, e o dia 14 serviu
apenas para fornecer dados da repetibilidade do experimento como um todo.
As informações de temperaturas, de T0 a T6 foram colhidas diretamente pelo software
LabView. Já corrente e tensão elétrica foram medidas a cada 30 minutos com a utilização
de um multímetro e conectores “jacarés” presos aos terminais da célula HCPV 3C42A-
HC/Glass, como está assinalado na figura 4.28.
Figura 4.28 - Conjunto em operação, com sinalização dos terminais de leitura de corrente e tensão
57
4.9.1. Considerações acerca da vazão de refrigerante durante os testes
A bomba disponível para o experimento (figura 4.25) trabalha na faixa de vazões de
30 a 3500 ml/min, e não possibilita a imposição de vazões mais baixas do que 30 ml/min.
Isto é, não possui vazão baixa o suficiente para os testes, sendo utilizado apenas o controle
da tensão aplicada ao seu motor. Sendo assim, foi introduzido um “T” de 4mm (ver figura
4.29 do componente e 4.30 do T no experimento) para possibilitar a recirculação de uma
parcela da água bombeada. Com este arranjo foi possível se obter vazão de até 4,5 ml/min
de maneira contínua.
Tentativas de reduzir ainda mais a vazão foram todas frustradas, visto que devido ao
diâmetro das mangueiras e sua perda de carga associada, a passagem de água pelo
microtrocador não ocorria como desejado, acarretando picos de temperatura na célula que,
se mantidos, seriam prejudiciais para sua vida útil. Portanto, para o presente trabalho será
considerada como vazão crítica os 4,5ml/min atingidos com segurança.
Figura 4.29 - conexão tipo T utilizada para recírculo; Fonte
http://www5.budinferramenta.com.br/conexao/
58
Figura 4.30 - Conexão tipo T, com mangueira de saída da bomba, mangueira de recírculo e mangueira de
entrada para o microtrocador
Levando-se em conta que o movimento do seguidor é realizado a cada 30 segundos,
com pequenas variações angulares e, portanto, variando pouco a diferença de altura entre a
bomba e o microtrocador, para pequenos intervalos de tempo, a vazão no instante em que
foi realizada a medição será entendida como passível de variação contínua no intervalo de
tempo entre medições e, por conseguinte, será calculada por interpolação das vazões dos
pontos mais próximos nos quais foi efetivamente realizada a sua medição. Exceção a esta
prática ocorrerá nos pontos em que ocorreu mudança da tensão aplicada para o controle da
bomba, mudando a sua vazão de maneira discreta.
4.9.2. Procedimento experimental de medição de vazão
A bomba utilizada não possui informações da faixa da tensão elétrica do motor em
função da vazão circulante, impossibilitando a realização de uma curva de calibração em
59
função da vazão. Sendo assim, o procedimento utilizado para medição da vazão foi sempre
a partir da medição do volume total bombeado no intervalo de 1 min, por meio da utilização
de um bécher de 100 ml, com resolução de 1 ml, e de um cronômetro.
O procedimento de medição, em geral realizado a cada 30 minutos ou pontualmente
em momentos de variação da tensão aplicada na bomba, consistiu em posicionar o bécher
abaixo da saída da mangueira, marcar 1 minuto no cronômetro e retirar o bécher. Por questão
dos eventuais erros de medição devido ao fator humano, o erro temporal desta medição foi
estimado em 1 segundo.
Já com relação à leitura de volume, esta foi feita sempre considerando a base do
menisco formado e com o bécher apoiado no chão de concreto de maneira a garantir o
máximo de fidelidade e de minimizar os erros de leitura devido aos efeitos de paralaxe. A
figura (4.31) a seguir apresenta como foi posicionado o bécher para a leitura da vazão da
bomba.
Figura 4.31 - Método de medição da vazão da bomba
60
5. Resultados dos Testes
Nesta seção estão apresentados os cálculos realizados a partir dos dados medidos
experimentalmente, via aparato fixado no seguidor solar do grupo de pesquisa da
Universidade Federal de Uberlândia.
A princípio o objetivo do trabalho era, capturar a energia térmica disponível na célula
por meio da elevação da temperatura da água de saída até valores compatíveis com as
temperaturas apropriadas para a água de entrada em um módulo de dessalinização típico.
Entretanto, graças à variedade de informações obtidas, uma gama maior de observações pôde
ser feita, permitindo assim se ir mais a fundo no estudo do comportamento de células HCPV.
5.1. Energia Total Incidente na Célula HCPV
Primeiro, vale lembrar que como comentado ao fim item 2.1.2, por meio da leitura da
figura 2.6, a energia solar fornecida foi considerada como igual para os 4 dias devido à
superposição das curvas de radiação. Ainda assim, tabelas e cálculos para os 4 dias
separadamente estão disponíveis no fim do trabalho.
Para calcular a energia incidente recebida pela célula HCPV, basta integramos a curva
de DNI (unidade W/m2) no tempo para obter seu valor em J/m2, multiplicar este pela área
(convertida para m2), pelo fator de concentração da lente FC e pelo fator de ajuste de unidade
3.600, por terem sido utilizados os limites de integração em horas. A fórmula utilizada está
destacada na equação (5.1):
𝐸 (𝐹𝐶) = 3600 × 𝐴𝑃𝑉 × 𝐹𝐶 × ∫ 𝐷𝑁𝐼 𝑑𝑡
𝑡1
𝑡0
(5.1)
Sendo E o total de energia incidente, DNI a radiação normal direta, obtida por meio
do site do INMET e APV a área da pastilha de silício da célula HCPV.
A energia incidente, das 7h da manhã às 18h, para cada um dos dias, com o FC
calculado no item 4.2.3, está disposta na tabela 5.1.
61
Tabela 5.1 - Energia Solar Incidente nos dias de testes
Buscando reforçar a determinação do FC de 600 sóis, o fator de 346 sóis, determinado
na seção 4.2.3, ainda será utilizado para cálculos energéticos. Sendo assim, para o dia 13/10,
o total de energia para o fator de 346 sóis foi de 276.020 J; e para fator de 600 sóis foi de
478.650 J.
A distribuição desta energia ocorre como apresentado na tabela 5.2, referente ao dia
13/10.
Tabela 5.2 - distribuição da energia para os diferentes fatores de concentração e ao longo do dia (13/10)
À primeira vista já é possível analisar o impacto que pode causar se tomar uma decisão
de considerar uma informação sem uma análise prévia de consistência. Observei que
diferentes maneiras de interpretar o comportamento da célula e os dados do fabricante fazem
a estimativa da energia incidente variar em quase 100%, portanto os três casos serão
considerados válidos até que esteja evidente um valor a ser adequadamente usado de maneira
a apresentar conclusões coerentes e consistentes.
Em seguida, na tabela 5.3, estão apresentadas as quantidades de energias incidentes
para os respectivos tempos de teste, como descritos no item 4.9:
Tabela 5.3 – Energia Solar Incidente no intervalo dos testes
Dia Energia Incidente
11-Oct 483.190 J
12-Oct 491.130 J
13-Oct 478.650 J
14-Oct 489.720 J
Energia
Incidente
[ J ]
7-8h 8-9h 9-10h 10-11h 11-12h 12-13h 13-14h 14-15h 15-16h 16-17h 17-18h Dia todo
FC =346 7498 16541 25057 31651 35908 37717 36945 32894 25867 17333 8610 276021
FC =600 13003 28684 43451 54886 62269 65405 64066 57042 44856 30056 14930 478648
Parcela
da Energia
(%)
2.72% 5.99% 9.08% 11.47% 13.01% 13.66% 13.38% 11.92% 9.37% 6.28% 3.12% 100.00%
Dia Início Fim Radiação
11-Oct 11:00:00 AM 3:30:00 PM 274.060 J
12-Oct 10:30:00 AM 5:00:00 PM 362.330 J
13-Oct 9:15:00 AM 3:30:00 PM 361.690 J
14-Oct 11:00:00 AM 3:00:00 PM 249.660 J
62
5.2. Calor Retirado do Conjunto pelo Dissipador de Resfriamento Passivo
Aletado
O resultado da equação (4.7), de transferência de calor, para o dia 12/10 é de 166.390
J, quantificando o calor total retirado da célula pelo dissipador passivo ao longo de todo este
dia.
Sendo assim, deve-se agora quantificar a eficiência térmica deste dissipador, a partir
da equação (5.1):
𝐴𝑙𝑒𝑡𝑎
= 𝑄𝐴𝑙𝑒𝑡𝑎/𝐸 (5.2)
Os demais valores de calor retirado pelo dissipador, referentes aos outros dias, estão
apresentados na tabela 5.4. Contudo, vale ressaltar que, devido a terem ocorrido interrupções
na operação do seguidor e/ou cobertura das lentes, suspendendo a concentração da radiação
solar nos demais dias, o dia 12 será utilizado como base para futuras referências ao
desempenho do dissipador aletado.
Tabela 5.4 – Energia Solar Incidente no intervalo dos testes
Os resultados descritos acima refletem o relato de que nos dias em que ocorreu a
cobertura das lentes e/ou parada de operação do seguidor, o dissipador retirou quantidade
significativamente inferior de calor a célula. Eles demonstram ainda que, embora o
dimensionamento e escolha do dissipador tenha sido de acordo com as exigências de retirada
de calor da célula HCPV, modelo 3C42A-HC/Glass, fica evidente que o não aproveitamento
de uma parcela significativa da energia fornecida ao sistema é uma opção subótima, devendo
apenas ser considerada quando o aproveitamento da energia térmica for inviável por
quaisquer razões técnicas.
Dia QALETA Radiação ALETA
11-Oct 93.315 J 274.060 J 34.05%
12-Oct 166.390 J 362.330 J 45.92%
13-Oct 141.630 J 361.690 J 39.16%
14-Oct 104.360 J 249.660 J 41.80%
63
5.3. Gráficos e Tabela de Temperaturas e Vazões
Nesta seção serão apresentadas as curvas de temperaturas e vazões para os quatros dias
de testes.
O eixo “X” de todos os gráficos representa a hora, enquanto que o eixo “Y” representa
temperatura. Entretanto, para os dias 12, 13 e 14/10, nos gráficos de título “Temperatura x
Vazão” há um plot cujo eixo “Y” é a vazão medida nos experimentos.
As informações apresentadas nos gráficos são as leituras dos termopares Tp0 a Tp6
(figuras 4.13 a 4.20) e vazões medidas durante os experimentos pelo método descrito na
seção 4.9.2.
Todos os resultados seguiram o comportamento esperado, excluindo erros
computacionais pontuais que foram desconsiderados para elaboração dos gráficos.
A partir da leitura dos gráficos de temperatura e vazão do fluido térmico de
resfriamento da célula fotovoltaica dos quatro dias, ficou evidente: o aumento de temperatura
nas águas de saída e célula resfriada por microtrocador decorrente de diminuições de vazão
até valores próximos de 4 g/min. Valores abaixo de 4g/min acarretaram em súbito
superaquecimento da célula, apresentando riscos ao seu funcionamento e, consequentemente
necessitaram que a vazão fosse rapidamente ajustada para valores mais altos visando, de
modo a resfriar a célula e evitar danos e o comprometimento de sua vida útil. Picos de
temperatura, como os registrados nos dias 12, 13 e 14/10 (figura 5.2, 5.4 e 5.6) evidenciam
o descrito acima.
Nas páginas a seguir estão detalhadas características e análises individualmente para
cada dia de teste.
Conclusões acerca das curvas plotadas nas figuras 5.1 a 5.8 estão presentes nos
cálculos de eficiência térmica, na seção 5.5.
64
Dia 11/10:
Medições neste primeiro dia de testes objetivaram apenas o estudo do comportamento
da célula HCPV ao longo do dia e para tal, a vazão foi mantida constante, em
aproximadamente 35 g/min.
Sendo assim as curvas abaixo variam apenas em função da radiação incidente e da
troca por convecção.
Figura 5.1- Perfil de deltas de temperatura - 11/10
Figura 5.2- Microtrocador x Aleta - 11/10
65
Dia 12/10:
Neste dia o microtrocador não havia sido isolado ainda, logo perdas por convecção
representam uma maior parcela do total de energia solar incidente. Baixas vazões foram
utilizadas durante todo o período de aquisição de dados buscando atingir a máxima
temperatura na água de saída.
Figura 5.3- Curvas Temperatura x Vazão - 12/10
Figura 5.4- Microtrocador x Aleta - 12/10
66
Dia 13/10:
Neste dia, aproximadamente às 11:30h, ocorreu o isolamento do microtrocador. Além
disso, vazões maiores que as do dia 12 servirão para comparar a eficiência da troca térmica
entre os dois dias, bem como o impacto do isolamento na eficiência global do sistema.
Figura 5.5 – Curvas Temperatura x Vazão - 13/10
Figura 5.6- Microtrocador x Aleta - 13/10
67
Dia 14/10:
O último dia de medições compreendeu apenas tentativas de demonstrar a
repetibilidade do experimento por meio do ajuste das vazões para valores já obtidos
previamente.
Figura 5.7- Curvas Temperatura x Vazão - 14/10
Figura 5.8- Microtrocador x Aleta - 14/10
68
A seguir, na tabela 5.5, há a caracterização dos testes, a partir de um resumo
quantitativo das temperaturas e vazões registradas nos quatro dias.
Tabela 5.5 – Caracterização dos testes dos dias 11 a 14/10
5.4. Energia Elétrica produzida pela célula: EE
Uma parte da energia incidente na célula é convertida em eletricidade. O que
determina qual parcela do todo que efetivamente será convertida é a eficiência elétrica da
célula (), já quantificada anteriormente a partir do datasheet do fabricante da célula (Tabela
4.1, equações (4.1) e (4.2)). Entretanto, como já mencionado, nesta seção recalcularemos a
eficiência elétrica de maneira a nos assegurar dos resultados obtidos neste trabalho.
Para quantificar esta energia, portanto, existem duas maneiras:
A primeira é por meio da realização do produto tensão x corrente, determinando a
potência gerada em Watts (Joules por segundo) e posterior integração no domínio do tempo
desta potência. Como já comentado na seção 4.9, as grandezas necessárias para os cálculos
a seguir foram medidas com o auxílio de um multímetro calibrado.
𝑃 = 𝑉 × 𝑖 (5.3)
𝐸𝐸 = ∫ 𝑃 𝑑𝑡
𝑡
0
(5.4)
A segunda é calcular a energia elétrica produzida a partir da eficiência elétrica da
célula, dada pelo fabricante como uma curva em função da temperatura, apresentada na
figura 4.2, e da energia total incidente, proveniente da radiação direta do Sol.
𝐸𝐸 = 𝐸 × 𝐸
(5.5)
Dia
Tmax
(Célula)
[C]
Tmédia
(Célula)
[C]
Tmax
(Água Saída)
[C]
Tmédia
(Água Saída)
[C]
Vazão
Máxima
[g/min]
Vazão
Média
[g/min]
Vazão
Mínima
[g/min]
Duração
do Teste
Operação
Contínua
11-Oct 75,1 47,3 48,8 37,8 40 35 30 4h30min Sim
12-Oct 87,1 58,1 83,2 50,2 50 5,3 2 6h15min Sim
13-Oct 87,7 52,7 74,1 45,6 46 13,7 6 6h15min Não
14-Oct 80,4 62,3 72,9 52,6 40 12,2 4 4h Não
Resumo dos Testes
69
Todavia, esta segunda equação se baseia na confiança de que o dado de eficiência
apresentada na datasheet da célula está correto, o que eventualmente pode não ser verdade,
como será comentado no decorrer deste capitulo.
Para assegurar valores corretos de eficiência de conversão elétrica, em seguida será
calculado o total de energia elétrica produzida pela célula.
Infelizmente, em função das interrupções e de algumas falhas na operação do seguidor,
o único dia que pôde fornecer dados de maior confiabilidade acerca de corrente e tensão
produzidas pela célula foi o dia 11/10.
O dia 11/10 será, portanto, utilizado como base para o cálculo da eficiência elétrica.
Algumas características já citadas no item 4.9, tais quais por conta da vazão ao longo de todo
o dia não ter sido alterada e por ter sido o único dia em que não houve interrupções na
operação do seguidor por conta de superaquecimento da célula ou perda de posicionamento
do seguidor em momento algum.
A energia total gerada, calculada pela equação (5.4), para o período de testes descrito
na seção 4.9, para o dia 11, foi de 54.828 J. Neste mesmo período, a energia provida pelo
Sol, quantificada a partir da equação (5.1), foi de 217.200 J para os 600 sóis de concentração
e 125.250 J para 346 sóis.
Rearrumando a equação (5.5), podemos não mais definir a quantidade de energia
gerada, mas determinar a eficiência elétrica da célula. Com isso obtemos eficiência de
43,78% para FC igual a 346 sóis e de 25,24% para 600 sóis de concentração.
A eficiência de 43,78% se aproxima da referenciada no catálogo da empresa
AzurSpace para a célula HCPV 3C42A-HC/Glass, ao passo que a eficiência de 25,24%
leva em consideração o FC calculado neste presente documento e mais próximo do
determinado pela empresa Knight Optical para a lente LFG 152152.
Também a partir destas mesmas equações foram calculadas a energia produzida no
horário de pico e sua respectiva eficiência, como indicadas na tabela. Já a produção de
energia elétrica neste mesmo dia, porém apenas no intervalo de radiação mais intensa (12h
– 13h), é dado pela equação 5.6.
70
𝐸𝐸 12−13ℎ = ∫ 𝑃𝑜𝑡 𝑑𝑡
13:00
12:00
= 15.985 𝐽 (5.6)
Sendo assim, a tabela 5.6 ilustra uma eficiência elétrica basal da célula HCPV para
as condições presentes nos testes:
Tabela 5.6 – Eficiência Elétrica em função de FC e do horário
Para os demais dias a eficiência elétrica seguiu comportamento similar. Por este motivo
serão utilizadas as eficiências acima calculadas no dia 11 para os demais dias de testes.
5.5. Energia Térmica Aproveitada: ET
Um dos principais objetivos deste trabalho está relacionado com esta parcela da
energia. Visto que a eficiência elétrica das células HCPV é, em geral, de 20 a 30%, esta não
consegue converter em energia elétrica a maior parte de toda a energia fornecida pelo Sol.
Sendo assim, a energia térmica aproveitada é aquela que, na forma de calor, se perderia. Ao
circular o fluido de trabalho e isolar o microtrocador (isolamento realizado para os testes dos
dias 13 e 14), busca-se que a água absorva o máximo possível de energia térmica. A equação
que governa o cálculo da energia reaproveitada (5.7), segue:
𝐸𝑇 = ∫ 𝐶𝑝 × ∆𝑇 × �� 𝑑𝑡
𝑡
0
(5.7)
Em que �� é a vazão mássica de água, ∆𝑇 é diferença de temperatura entre as águas de
entrada e de saída do microtrocador e Cp é o calor específico da água a pressão constante,
cujos valores em função da temperatura para a faixa operada neste experimento está
Período VazãoFator de
Concentração
[Sóis]
Energia
Incidente
[kJ]
Energia
Elétrica
Produzida
[kJ]
Eficiência
Elétrica
[%]
(11/10) 11:00 - 15:30 35 g/min 346 125,2 54,8 43,78
(11/10) 11:00 - 15:30 35 g/min 600 217,2 54,8 25,24
(11/10) 12:00 - 13:00 35 g/min 346 37,8 16,0 42,30
(11/10) 12:00 - 13:00 35 g/min 600 65,5 16,0 24,39
71
apresentado na tabela 5.7, que por proximidade dos valores, será adotado como sendo o valor
de 4,18.
Tabela 5.7 - Calor Específico da Água a diferentes temperaturas (fonte: INCROPERA [13])
Visto que o dia 12/10 foi o dia de operação mais contínua, mais longa e com vazão
variável e monitorada (dia 11/10 foi decidido que seria mantido regime de vazão constante
para estudo isolado), pois nos outros dias ocorreram alterações na estrutura, como o
isolamento do microtrocador e pausas na operação do seguidor que fizeram necessário o
cobrimento das células e consequente cessão no fluxo de calor para o fluido de resfriamento,
este dia será utilizado como base para aferição da eficiência térmica ao longo do dia.
O passo a passo a ser feito é realizar a integral no tempo do produto entre o T entre
saída e entrada com a vazão em ml/s (equivalente a g/s) respectiva para todo o intervalo.
Após isso, o valor encontrado deve ser multiplicado por Cp = 4,18. Para obter a vazão em
g/s é necessário dividir as entradas da tabela completa por 60.
Já a eficiência do aproveitamento térmico pode ser vista a partir do percentual da
energia total (EDNI) aproveitado, calculado pela equação (5.8):
𝑇=
𝐸𝑇
𝐸
(5.8)
Com aplicação das equações (5.7) obtemos, para o dia 12/10, o valor de energia
térmica absorvida pelo fluido térmico de 181 kJ, com isso podemos desconsiderar a
possibilidade de o fator de concentração da lente ser de 346 sóis, uma vez que o somatório
K °CCp
[kJ/kg . K]
295 21,85 4,181
300 26,85 4,179
305 31,85 4,178
310 36,85 4,178
315 41,85 4,179
320 46,85 4,18
325 51,85 4,182
330 56,85 4,184
335 61,85 4,186
340 66,85 4,188
345 71,85 4,191
350 76,85 4,195
355 81,85 4,199
72
das quantidades de energia elétrica gerada e térmica absorvida ultrapassa o valor de energia
solar incidente calculado em respeito ao fator de concentração que levava em consideração
as informações da célula HCPV dadas pela empresa AzurSpace. Portanto, deste ponto em
diante, tomaremos como FC o valor de 600 sóis apenas.
Para calcularmos a eficiência térmica, a partir da equação (5.8), recorremos ao dado
de energia solar incidente do item 5.1 e assim obtivemos a eficiência de conversão térmica
da energia total incidente de 49,95%.
Os demais valores de calor trocado com o fluido térmico e eficiência de conversão
térmicas dos outros dias estão, juntamente com os obtidos para o dia 12, na tabela 5.8.
Tabela 5.8 - Dados de transferência de calor e eficiência térmica para os dias 12, 13 e 14/10
A partir dos dados da tabela 5.8, é possível constatar que a vazão tem papel crucial na
determinação da eficiência de conversão térmica, o que já era esperado. Vale o registro que
a radiação incidente foi praticamente igual para os três dias.
Procedimento análogo ao realizado no item 5.4 será aqui aplicado de maneira a se
descobrir a quantidade energética absorvida pela água e a eficiência de conversão térmica
também no horário de radiação máxima (horário de pico).
Com isso, os dados obtidos foram: 30,7; 36,5 e 30,0 kJ, respectivamente, para o calor
aproveitado nos dias 12, 13 e 14 das 12 às 13h. A energia total incidente foi, para o dia 12,
66,4 kJ,e 65,4 kJ para os dias 13 e 14/10. A eficiência de conversão térmica, bem como o
detalhamento para melhor visualização dos dados acima descritos se encontram na tabela
5.9.
Dia Hora
Fator de
Concentração
[Sóis]
Energia
Incidente
[kJ]
Energia
Térmica
Aproveitada
[kJ]
Vazão Média
(dia)
Eficiência de
Conversão Térmica
[%]
12-Oct 10:30 -17:00 600 362,3 181,1 10,2 g/min 46,24
13-Oct 9:15-15:30 600 361,4 176,3 13,7 g/min 48,74
14-Oct 11:00-15:00 600 249,7 112,9 8,8 g/min 45,20
73
Tabela 5.9 - Dados de transferência de calor e eficiência térmica para horário de pico de irradiação nos
dias 12, 13 e 14/10
Esta análise de eficiência é de extrema importância de ser realizada para o horário de
máxima irradiação, pois, em se mantendo um regime de vazão constante, este será o período
no qual a eficiência elétrica da célula estará em seu ponto de menor valor.
Durante os testes, foram introduzidas variações de vazão e também o isolamento
térmico do microtrocador, como comentado na seção 4.9. No tocante à vazão do fluido
refrigerante no microtrocador, temos duas médias distintas: a primeira, a média diária, sendo
para o dia 12 o valor de 10,2 g/min, 13,7 g/min para o dia 13 e 8,8 g/min para o dia 14; a
segunda, a média da vazão apenas no horário de radiação máxima, entre 12 e 13h, com as
vazões de 12,5 g/min no dia 12, enquanto que dia 13 a vazão média de 8,2 g/min e dia 14 a
vazão média foi de 5,5 g/min.
A explicação para as eficiências de conversão térmica similares nos dias 12 e 14 se dá
pela compensação do efeito negativo da vazão baixa do dia 14 com o efeito positivo do
isolamento térmico do trocador, feito com uma fita esponjosa isolante fornecida pelo
laboratório do Prof. Enio Bandarra Filho, como pode ser visualizado na figura 5.9 , que reduz
as perdas por convecção. É válido recordar que no presente trabalho foi buscado que o
microtrocador perdesse o mínimo de calor possível para o ambiente de maneira a elevar ao
máximo a temperatura da água de saída com o intuito de aplicações futuras em processos
secundários, ainda que tal prática acarrete perdas na eficiência de conversão elétrica da
célula.
A explicação para a diferença nas eficiências entre os dias 13 e 14 se dá estritamente
por causa da diferença das vazões médias, o que prova que vazões extremamente baixas
reduzem a eficiência de troca térmica do microtrocador.
Dia Hora
Fator de
Concentração
[Sóis]
Energia
Incidente
[kJ]
Energia
Térmica
Aproveitada
[kJ]
Vazão Média
(12-13h)
Eficiência de
Conversão Térmica
[%]
12-Oct 12-13h 600 66,4 30,7 12,5 g/min 46,24
13-Oct 12-13h 600 65,4 36,5 8,2 g/min 55,82
14-Oct 12-13h 600 65,4 30,0 5,5 g/min 45,88
74
Figura 14.9 - Vista da parte inferior da estrutura do conjunto da célula HCPV com enfoque no isolamento
do microtrocador
5.6. Eficiência Global do processo: total
Após determinadas as parcelas da energia e seus respectivos destinos, podemos então
calcular a eficiência global do processo (equação (6.1)), contabilizando tanto a energia
elétrica produzida quanto a energia térmica aproveitada. O restante da energia, portanto, é
o total de perdas de calor e irreversibilidades do processo como um todo.
𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 =
𝐸𝐸 + 𝐸𝑇
𝐸 =
𝐸+
𝑇
(6.1)
Tomando por base a eficiência de conversão de energia elétrica da célula HCPV
3C42A-HC/Glass, obtida na seção 5.5 e a somando aos valores obtidos de conversão térmica
na seção 5.5, chegamos finalmente aos resultados dispostos na tabela 6.1, evidenciando o
aumento significativo de eficiência de conversão energética (elétrica + térmica) quando
comparado a meios de resfriamento passivo, que acabam por limitar a eficiência de
conversão energética a atingir no máximo o valor de eficiência de conversão elétrica da
célula solar empregada.
Tabela 5.9 – Resultado da Eficiência Global para os diferentes períodos de testes
75
76
6. Conclusões e Sugestões
A partir dos dados acima apresentados e de todas as informações presentes neste
trabalho, pode-se concluir primeiramente, que a área de energia solar por concentração,
embora ainda embrionária, pode com seus avanços reduzir o custo de capital investido por
energia gerada ($/kW).
Todos os procedimentos intendidos no início dos testes foram realizados com sucesso,
permitindo determinar todas as informações necessárias para as mensurações projetadas pelo
autor ao início deste projeto. O aumento da temperatura da água de saída, como apresentado
no primeiro capítulo, foi alcançado, fazendo com que a água de saída tenha atingido de
maneira permanente temperaturas acima dos 70ºC para vazões baixas (aproximadamente 5
g/min). Sendo assim, a aplicabilidade da água de saída em processos secundários se mostrou
altamente viável. Assim, embora ocorra a perda de eficiência elétrica, o aproveitamento
térmico se apresentou como um meio de aumentar substancialmente a eficiência do sistema.
Comparações de maneira a determinar a influência da vazão, da radiação e do fator de
concentração no experimento como um todo, nos permitiram, permeando todas as tabelas e
resultados neste trabalho apresentado, quantificar a relação de eficiências entre os dois
métodos de resfriamento aplicados nos testes.
Os dados coletados nos testes permitiram, conforme descrito no item 5.2, averiguar a
eficiência de retirada de calor da célula HCPV, apresentando valores na faixa de 34 a 45%.
Para o experimento com este dissipador, a eficiência da célula apresentou eficiência similar
à obtida no item 5.4, por volta de 24%.
Sendo assim, embora o dissipador tenha apresentado eficiência próxima da encontrada
no microtrocador, item 5.5, a energia por ele retirada não é passível de aproveitamento.
Logo, do ponto de vista energético, é vantajoso optar, para sistema HCPV, pelo resfriamento
ativo. Isto vai de encontro à iniciativa do LabMEMS/COPPE/UFRJ de aplicar este calor
aproveitado como acelerador de reações de produção de biodiesel, bem como de aplicar a
água quente como água de entrada em processos de dessalinização.
Já a eficiência global do processo, quando contabilizados tanto a energia elétrica
gerada pela célula solar 3C42A-HC/Glass, da empresa AzurSpace, quanto a energia
77
absorvida pelo fluido térmico, atingiu valores de até 80%, acima de valores já obtidos nos
trabalhos de ZIMMERMANN et al (2015); ROYNE et al (2005) e outros. Tal feito ilustra
o tamanho do potencial desta tecnologia se desenvolvida de maneira intensiva.
No que remete à operação da bomba e busca de vazões mais constantes e/ou menores,
os pontos sugeridos para maior aprofundamento, visando maior controle da vazão para
otimização da troca térmica, importante para os processos de produção de biodiesel e
também de dessalinização são: aplicação de controle por variador de tensão na bomba,
juntamente com software para compensação de perdas de cargas do sistema.
78
7. Referências Bibliográficas
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ZIMMERMANN, H., HELMERS, H., TIWARI, M., PAREDES, S., MICHEL, B.,
WIESENFARTH, M., BETT, A., POULIKAKOS, D., “A high-efficiency hybrid high-
concentration photovoltaic system”, International Journal of Heat and Mass Transfer,
2015
81
Anexo 1
Outros Métodos de determinação da DNI
Para aquisição dos dados da DNI existem duas formas por meio de instrumentos de
medição:
A primeira é a utilização de dois piranômetro, instrumento apresentado na figura A2.1,
um com utilização normal e o outro com um acessório, figura A2.2, podendo ser um disco
ou um círculo móvel acima de seu foco, para causar o eclipse da radiação direta. Esta
segunda configuração possibilita que o segundo piranômetro receba apenas a DHI. Com a
informação de GHI e DHI pode-se calcular a DNI com a fórmula.
𝐷𝑁𝐼 = 𝐺𝐻𝐼 – 𝐷𝐻𝐼
Figura A2.1 - Piranômetro modelo SR20
Figura A2.2 - Piranômetro com acessório para eclipse da DNI
82
A segunda forma de medir a radiação DNI, desta vez de maneira direta, é fazendo uso
de outro instrumento, o pireliômetro, mais sofisticado do que o piranômetro (figura A2.3).
O design do pireliômetro, contém uma janela protegida por uma tampa que impede que a
janela sofra incidência de qualquer radiação difusa, permite que este instrumento apenas
“veja” o disco solar, logo registrará apenas a DNI. Um entrave a sua aplicação é seu
funcionamento, que requer maior complexidade e controle, uma vez que o pireliômetro deve
estar sempre apontado para o disco solar e, para isso, é necessário que este aparelho esteja
solidário a uma estrutura seguidora do Sol para realizar medidas acuradas.
Figura A2.3 - Pireliômetro Middleton Solar modelo DN5 acoplado em seguidor solar
83
Anexo 2
Calibração dos termopares
Para realizar a calibração dos termopares utilizados no trabalho, foram empregados:
um banho térmico do fabricante Microquímica, de modelo MQBMP-01, um laptop com o
software LabVIEW 2017 e termômetros padrão da marca IncoTherm, com resolução de
0,1ºC.
São as características técnicas do banho5: peso de 32 kg, faixa de operação de 0 a
100ºC, exatidão de 0,1°C, volume de líquido máximo de 9 litros, tensão de 220V (60 Hz) e
1,5 kVA de potência
Figura A3.1 - Banho térmico MQBMP-01 da empresa Microquímica em operação
5 Características encontrada no site: http://microquimica.com.br/mobile/produtos-detalhe.php?id=2
(25/10/2017)
84
A calibração dos termopares foi feita em duas etapas, a de aquecimento e a de
resfriamento. Para tal, foi escolhida a faixa de operação dos termopares entre 10 e 80ºC por
ser esta a faixa de temperaturas esperadas de ocorrerem na realização do experimento, cada
dezena como uma temperatura de referência em função do tempo a disposição deste
procedimento.
Como primeiro passo no processo de calibração, estipulou-se a temperatura inicial de
10ºC e foram registradas 30 leituras de cada termopar nesta temperatura, para em seguida
avançar à próxima temperatura de referência. Atingidos os 80ºC a etapa de aquecimento se
encerrou e começou o processo de resfriamento, regredindo a temperatura de volta aos 10ºC
iniciais. O software utilizado realiza uma média das trinta leituras de cada termopar em cada
temperatura de referência, mostrado na figura A3.2 e, a partir da diferença entre a
temperatura registrada pelo software e a temperatura lida no termômetro padrão, é feito o
ajuste da reta de temperatura dos termopares. A reta final utilizada neste trabalho foi
determinada pela média das retas de aquecimento e resfriamento obtidas.
Figura A3.2 - Calibração dos termopares com uso do software LabVIEW
Anexo 3
85
Recomendações de Operação
A ASTM [11]6, por meio de designação, recomenda precauções de segurança, técnicas
e de manutenção para todo o conjunto HCPV. São algumas delas:
Precaução com o contato acidental ou exposição de componentes a altas temperaturas,
recomendando-se utilização de luvas de proteção
Quando operando com óleo como fluido de trabalho, tomar maior cuidado para não
embeber materiais em óleo, visto que, submetidos a altas temperaturas, tais óleos podem
sofrer combustão espontânea e gerar riscos à saúde do operador.
Elementos de grande movimentação, como mangueiras e fios devem, sempre que
possíveis, estar cobertos, protegidos e não-soltos para evitar que tais elementos se
enrolem/embolem, podendo acarretar danos sérios ao mecanismo de controle e/ou de
circulação de fluido.
Exposição da pele à alta radiação por concentração solar deve ser evitada sempre que
possível por cuidados à saúde.
Toda manutenção na superfície refletiva, quando possível, deve ser realizada com esta
no lado oposto do Sol ou encoberta, pois mudanças na estrutura podem acarretar mudança
do ponto focal. Acidente assim ocorreu em um dos dias de operação, em que foi necessária
a mudança de posição de uma das lentes, o que causou queimaduras na base de aglomerado
de madeira.
A maioria dos concentradores solares necessita de radiação estável e condições
meteorológicas estáveis e de céu limpo. Por conta disso, a recomendação de mecanismo
para seguir o Sol é de pelo menos dois eixos/graus de liberdade, possibilitando ajustes suaves
de maneira a manter a radiação normal incidente a mais contínua possível.
6 ASTM – American Society for Testing and Materials -http://www.astm.org