coletor fotovoltaico-térmico estacionário com concentrador ... · por fim, queria deixar uma...
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Coletor Fotovoltaico-Térmico Estacionário com
Concentrador: Análise Térmica
Pedro Filipe Loureiro Alves
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Orientadores: Prof. Paulo José da Costa Branco
Prof. Carlos Alberto Ferreira Fernandes
Júri
Presidente: Prof. Rui Manuel Gameiro de Castro
Orientador: Prof. Paulo José da Costa Branco
Vogal: Prof. João Paulo Neto Torres
Novembro 2016
ii
iii
Agradecimentos
Agradeço a todos os que tornaram a realização deste trabalho possível, em particular ao meu
orientador Professor Paulo Branco coorientador Carlos Fernandes, à minha colega e namorada
Catarina, à minha família e aos meus velhos amigos Miguel, Stepan e Carlos.
Por fim, queria deixar uma palavra de agradecimento aos meus colegas Rúben, Pedro e Calvin
que me acompanharam no meu percurso académico que teve momentos muito atribulados.
iv
Resumo
Este trabalho foi desenvolvido em parceria com a empresa sueca Solarus AB para estudar os efeitos
térmicos e a sua influência sobre a eficiência energética do coletor estacionário fotovoltaico-térmico
com concentrador (CPVT) da Solarus. Ou seja, os efeitos térmicos focando na forma como a
distribuição da temperatura através da camada inferior do painel solar, que recebe a radiação refletida
do refletor, consegue afetar a eficiência elétrica. Assim, um modelo de elementos finitos em 2D e 3D,
capaz de calcular a transferência de calor que ocorre devido à presença de um fluido em movimento
(normalmente ar, água ou óleo) foi desenvolvido. Esta análise foi fundamental para a caracterização
do sistema PV da Solarus, uma vez que permitiu determinar o aumento da distribuição de temperatura
que ocorreu nas células fotovoltaicas e na água em determinadas condições de operação. De acordo
com as variáveis do sistema o modelo permitiu-nos mapear a distribuição de temperatura através das
diferentes camadas do painel e verificar a temperatura da água.
A distribuição das células fotovoltaicas nos painéis da Solarus é feita de uma forma assimétrica,
uma vez que a não uniformidade da temperatura e da radiação solar ocorrem no recetor inferior
provocadas pela geometria do refletor. Assim, as simulações foram realizadas para verificar a influência
do fluxo, as perdas de eficiência elétrica, a variação de temperatura no painel, o efeito de
sombreamento no recetor inferior sobre a eficiência elétrica tanto em Portugal como na Suécia e a
relação entre a variação do fluxo e o rendimento elétrico.
Palavras-chave: Arrefecimento, células fotovoltaicas, CPVT, eficiência elétrica, programa de elementos
finitos.
v
Abstract
This work was developed in partnership with a Swedish company Solarus AB to study thermal effects
and their influence on the energy efficiency of Solarus stationary solar concentrating photovoltaic-
thermal (CPVT) collectors. Namely, thermal effects focused in how temperature distribution through the
bottom layer of the solar panel, which receives the radiation reflected from the reflector, affect the electric
efficiency. For this purpose, an electromagnetic-thermal finite element model in 2D and 3D, capable of
computing the heat transfer occurring due to the presence of a moving fluid (usually air, water or oil)
was developed. This analysis was crucial to the characterization of PV Solarus system since it allowed
to determine the raise of temperature distribution occurred in the photovoltaic cells and water under
given operation conditions. According to the variables of the system the model allowed us to map the
temperature distribution through the different layers of the panel and verify the water temperature.
The distribution of photovoltaic cells in the panels of Solarus is made of an asymmetrical shape,
since the non-uniformity of temperature and solar radiation occur in the back receiver caused by the
reflector geometry. Hence, the simulations were realized to verify the influence of the flow, the losses in
electric efficiency, the temperature variation in the panel, the shading effect in the back receiver of
electrical efficiency in Portugal and Sweden and the relationship between the flow variation and electrical
performance.
Index Terms – Cooling, CPVT, electrical efficiency, finite element program, photovoltaic cells.
vi
Índice
AGRADECIMENTOS ......................................................................................................................................... III
RESUMO.......................................................................................................................................................... IV
ABSTRACT ........................................................................................................................................................ V
ÍNDICE DE FIGURAS ....................................................................................................................................... VIII
ÍNDICE DE TABELAS .......................................................................................................................................... X
LISTA DE ACRÓNIMOS ..................................................................................................................................... XI
1 INTRODUÇÃO ........................................................................................................................................... 1
1.1 MOTIVAÇÃO ............................................................................................................................................... 2
1.2 OBJETIVOS .................................................................................................................................................. 3
1.3 ESTRUTURA DA TESE ..................................................................................................................................... 3
2 ESTADO DA ARTE ...................................................................................................................................... 5
2.1 EVOLUÇÃO ATÉ AO CPVT .............................................................................................................................. 5
2.2 EXEMPLOS E VANTAGENS DO CPVT ................................................................................................................. 6
2.3 RADIAÇÃO SOLAR ......................................................................................................................................... 8
2.3.1 Tipos de radiação solar ................................................................................................................... 8
2.3.2 Temperatura e irradiância na Europa ............................................................................................. 9
2.3.3 Piranómetro .................................................................................................................................. 11
2.4 MODELO ELÉTRICO SIMPLIFICADO .................................................................................................................. 12
2.4.1 Pontos de funcionamento das células PV ...................................................................................... 13
2.4.2 Eficiência elétrica........................................................................................................................... 15
2.5 MODELO TÉRMICO ..................................................................................................................................... 16
2.5.1 Fenómenos térmicos ..................................................................................................................... 16
2.5.2 Eficiência térmica .......................................................................................................................... 19
2.6 SOMBREAMENTO DAS CÉLULAS FOTOVOLTAICAS ............................................................................................... 22
3 ANÁLISE DO COLETOR CPVT DA SOLARUS AB ......................................................................................... 25
3.1 MATERIAIS/CAMADAS ................................................................................................................................ 26
3.2 FORMAS DOS CANAIS .................................................................................................................................. 28
3.3 DISTRIBUIÇÃO DAS CÉLULAS FOTOVOLTAICAS E DÍODOS DE CONTORNO .................................................................. 29
4 EFEITOS DA TEMPERATURA NO PVT ....................................................................................................... 31
4.1 RENDIMENTO ELÉTRICO DO PAINEL ................................................................................................................ 31
4.2 RENDIMENTO TÉRMICO DO PAINEL................................................................................................................. 34
5 RESULTADOS 2D DO RECETOR ................................................................................................................ 37
vii
5.1 MÉTODO DE ELEMENTOS FINITOS .................................................................................................................. 37
5.2 INFLUÊNCIA DO CAUDAL NUM PAINEL PVT ...................................................................................................... 37
5.2.1 Recetor com arrefecimento ........................................................................................................... 38
5.2.2 Recetor sem arrefecimento ........................................................................................................... 38
5.3 RENDIMENTO ELÉTRICO DO CPVT ................................................................................................................. 39
6 RESULTADOS 3D DO RECETOR ................................................................................................................ 43
6.1 CONDIÇÕES INICIAIS DA SIMULAÇÃO ............................................................................................................... 43
6.2 SIMULAÇÃO SEM SOMBREAMENTO ................................................................................................................ 44
6.3 SIMULAÇÃO COM SOMBREAMENTO ............................................................................................................... 46
6.4 SIMULAÇÃO E RESULTADOS EXPERIMENTAIS ..................................................................................................... 49
6.5 SIMULAÇÃO PORTUGAL VERSUS SUÉCIA .......................................................................................................... 50
6.6 RENDIMENTO ELÉTRICO EM FUNÇÃO DO FLUXO ................................................................................................ 52
7 CONCLUSÕES .......................................................................................................................................... 55
8 TRABALHO FUTURO ................................................................................................................................ 57
BIBLIOGRAFIA ................................................................................................................................................ 58
viii
Índice de Figuras
Figura 1.1 - Coletor CPVT da Solarus AB [1]. ......................................................................................... 2
Figura 2.1 - Concentrador de calha parabólica [10]. ............................................................................... 6
Figura 2.2 - Concentrador de calha cilíndrica [11]. ................................................................................. 7
Figura 2.3 - Concentrador de calha parabólica assimétrica [1]. .............................................................. 7
Figura 2.4 - Concentrador de prato parabólico [12]. ............................................................................... 8
Figura 2.5 - Radiação solar incidente (Fonte: adaptado de Photovoltaics, K. Mertens). ........................ 9
Figura 2.6 - Irradiação média anual [kWh/m2] do mapa europeu [15]. ................................................... 9
Figura 2.7 - Irradiância para um dia de inverno em Portugal (linha contínua) e na Suécia (tracejado)
[15]. ........................................................................................................................................................ 10
Figura 2.8 - Temperatura para um dia de inverno em Portugal (linha contínua) e na Suécia (tracejado)
[15]. ........................................................................................................................................................ 10
Figura 2.9 - Irradiância para um dia de verão em Portugal (linha contínua) e na Suécia (tracejado) [15].
............................................................................................................................................................... 11
Figura 2.10 - Temperatura para um dia de verão em Portugal (linha contínua) e na Suécia (tracejado)
[15]. ........................................................................................................................................................ 11
Figura 2.11 - Exemplo de um piranómetro com anel de sombra acoplado [16]. .................................. 12
Figura 2.12 - Circuito elétrico simplificado [17]. .................................................................................... 12
Figura 2.13 - Características I-V (azul) e P-V (verde) de uma célula fotovoltaica. ............................... 14
Figura 2.14 - Fator de preenchimento na característica I-V de uma célula fotovoltaica. ...................... 14
Figura 2.15 - Canal em vácuo para aquecimento do fluido (Adaptado de: [27]). ................................. 20
Figura 2.16 - Construção do canal do fluido em serpentina (Adaptado de: [28]). ................................ 20
Figura 2.17 - Construção dos canais do fluido em tubos paralelos (Adaptado de: [28]). ..................... 21
Figura 2.18 - Eficiências térmicas de um coletor com as perdas associadas. ..................................... 22
Figura 2.19 - A, célula fotovoltaica sem sombreamento; B, célula fotovoltaica parcialmente sombreada;
C, célula fotovoltaica totalmente sombreada (Adaptado de: [35]). ....................................................... 23
Figura 3.1 - Esquema real do CPVT (Adaptado de: [1]). ...................................................................... 25
Figura 3.2 - Corte transversal do esquema do recetor da Solarus AB, com os 8 canais elípticos. ...... 25
Figura 3.3 - Representação dos 5 materiais/camadas do recetor. ....................................................... 27
Figura 3.4 - Teste dos 4 formatos dos canais para a água. .................................................................. 28
Figura 3.5 - Esquema das ligações das células fotovoltaicas e dos díodos de contorno por cada face
do recetor............................................................................................................................................... 29
Figura 4.1 - Variação da característica I-V para diferentes irradiâncias e temperatura constante. ...... 32
Figura 4.2 - Variação da característica I-V para diferentes temperaturas e irradiância constante. ...... 33
Figura 4.3 - Variação da característica P-V para diferentes temperaturas. .......................................... 33
Figura 4.4 - Curva do rendimento elétrico ao longo de um dia. ............................................................ 34
Figura 4.5 - Curva de eficiência térmica. ............................................................................................... 35
Figura 5.1 - Representação do nível da grelha utilizada no trabalho (extrafina). ................................. 37
Figura 5.2 - Simulação do painel com fluxo de água. ........................................................................... 38
ix
Figura 5.3 - Simulação do painel sem fluxo de água. ........................................................................... 39
Figura 5.4 - CPVT da Solarus AB com 18 secções. ............................................................................. 40
Figura 5.5 - Variação do rendimento (rendimento simulado menos rendimento com a temperatura de
25 ᴼC constante) para Lisboa, Portugal. ............................................................................................... 41
Figura 5.6 - Variação do rendimento mantendo a temperatura média do painel a 25 ᴼC para Gävle,
Suécia. ................................................................................................................................................... 41
Figura 5.7 - Simulação do rendimento simulado (traço contínuo) e do rendimento com radiação solar
uniforme (tracejado) ao longo do ano para Portugal. ............................................................................ 42
Figura 5.8 - Simulação do rendimento simulado (traço contínuo) e do rendimento com radiação solar
uniforme (tracejado) ao longo do ano para a Suécia. ........................................................................... 42
Figura 6.1 - Simulação do recetor superior (lado esquerdo) e recetor inferior (lado direito). ............... 44
Figura 6.2 - Variação da temperatura ao longo do painel na parte superior (linha tracejada) e na parte
inferior (linha contínua). ......................................................................................................................... 45
Figura 6.3 - Variação da temperatura desde a parte superior até à parte inferior do recetor, na entrada
da água (linha tracejada) e na saída da água (linha contínua). ............................................................ 45
Figura 6.4 - Variação da temperatura com a escala alterada ao longo do recetor superior (lado
esquerdo) e inferior (lado direito). ......................................................................................................... 45
Figura 6.5 - Recetor superior com irradiância uniforme (esquerda) e inferior com irradiância não
uniforme (direita). .................................................................................................................................. 46
Figura 6.6 - Variação da temperatura ao longo do painel na parte superior (linha tracejada) e na parte
inferior (linha contínua) para uma irradiância não uniforme. ................................................................. 47
Figura 6.7 - Variação da temperatura desde a parte superior até à parte inferior no local de entrada da
água (linha tracejada) e no local de saída da água (linha contínua). ................................................... 47
Figura 6.8 - Regime laminar na saída de um canal para a água do recetor. ........................................ 48
Figura 6.9 - Sombreamento das células fotovoltaicas provocado pela estrutura ao longo do dia
(adaptado de [34]). ................................................................................................................................ 50
Figura 6.10 - Simulação do recetor inferior com a distribuição da radiação solar para a Suécia......... 51
Figura 6.11 - Simulação do recetor inferior com a distribuição da radiação solar para Portugal. ........ 52
Figura 6.12 - Temperatura de estagnação do CPVT em 3D. ............................................................... 53
Figura 6.13 - Variação do rendimento elétrico em função do fluxo do fluido de refrigeração. ............. 53
x
Índice de Tabelas
Tabela 1 - Propriedades gerais. ............................................................................................................ 26
Tabela 2 - Propriedades elétricas. ........................................................................................................ 26
Tabela 3 - Propriedades térmicas. ........................................................................................................ 26
Tabela 4 - Características dos materiais utilizados no recetor [18] [19]. .............................................. 27
Tabela 5 - Dados dos 4 formatos dos canais para a água. .................................................................. 28
Tabela 6 - Teste nº 1 da temperatura de saída da água experimental versus simulação. ................... 49
Tabela 7 - Teste nº 2 da temperatura de saída da água experimental versus simulação. ................... 49
Tabela 8 - Teste nº 3 da temperatura de saída da água experimental versus simulação. ................... 50
Tabela 9 - Irradiâncias para as diferentes secções em Portugal e na Suécia. ..................................... 51
xi
Lista de Acrónimos
Símbolo Descrição Unidades
Aabertura Área de abertura do coletor [m2]
Aabs Área de absorção de luz [m2]
Acell Área das células fotovoltaicas [m2]
Cp Calor específico a pressão constante [J/kg.K]
CPVT Concentration Photovoltaic-Thermal [-]
Efluido Energia absorvida do fluido [J/s]
Ein Energia de entrada do sistema [J/s]
FCsolar Fator de concentração solar [-]
FF Fill Factor [-]
FR Fator de remoção [-]
G Irradiância [W/m2]
Gabs Radiação absorvida pelo recetor [W/m2]
Gr Irradiância de referência [W/m2]
h Coeficiente de transferência de calor por convecção [W/(m2·K)]
HCPVT High Concentration Photovoltaic-Thermal [-]
Hi Irradiação solar [kWh/m2]
I Corrente produzida pela célula fotovoltaica [A]
I0 Corrente inversa de saturação do díodo [A]
0
rI Corrente de inversa de saturação de referência [A]
Icc Corrente de curto-circuito [A]
r
ccI Corrente de curto-circuito de referência [A]
Id Corrente do díodo [A]
Ipm Corrente de potência máxima [A]
r
pmI Corrente de potência máxima de referência [A]
Is Fonte de corrente da célula fotovoltaica [A]
K Constante de Boltzmann [J/K]
k Condutividade térmica [W/(m.K)]
L Comprimento do canal [m]
LCPVT Low Concentration Photovoltaic-Thermal [-]
m Fator de idealidade do díodo [-]
m
Caudal mássico [kg/s]
MaReCo Maximum Reflector Concentration [-]
xii
MEF Método dos Elementos Finitos [-]
n Vector normal da fronteira [-]
NOCT Temperatura normal de funcionamento da célula fotovoltaica [ᴼC]
NS Número de células fotovoltaicas [-]
P Potência [W]
PP Potência de pico elétrica [Wp]
PV Photovoltaic [-]
PVT Photovoltaic-Thermal [-]
Q Fluxo de calor [J/s]
q Módulo da carga do eletrão [C]
Q Fonte de calor [W/m3]
qconv Fluxo de calor por convecção [W]
Qconv Fluxo de calor por convecção por unidade de área [W/m2]
Re Número de Reynolds [-]
STC Standard Test Condictions [-]
T Temperatura [K]
Tamb Temperatura ambiente [K]
TEXT Temperatura experimental do fluido [K]
Tin Temperatura de entrada do fluido [K]
Tm Temperatura do módulo [K]
Tout Temperatura de saída do fluido [K]
TPV Temperatura do módulo [K]
Tref Temperatura de referência [K]
u Velocidade [m/s]
UL Coeficiente de perda de energia [W/(m2·K)]
V Tensão aos terminais da célula fotovoltaica [V]
Vca Tensão de circuito aberto [V]
r
caV Tensão de circuito aberto de referência [V]
Vpm Tensão de potência máxima [V]
r
pmV Tensão de potência máxima de referência [V]
VT Potencial térmico [V]
r
TV Potencial térmico de referência [V]
Z Carga [Ω]
α Absortividade [-]
ε Banda proibida [eV]
xiii
rad Emissividade da superfície [-]
ηPV Rendimento elétrico [-]
ηT Rendimento térmico [-]
μ Viscosidade dinâmica [Ns/m2]
ν Viscosidade cinemática [m2/s]
ρ Densidade [kg/m3]
σ Constante de Stefan-Boltzmann [W/(m2·K4)]
τ Transmissividade [-]
xiv
1
1 Introdução
A utilização da energia do Sol como uma fonte inesgotável de energia está cada vez mais em voga
e o seu aproveitamento para gerar uma energia renovável é uma mais-valia económica (custo da
matéria-prima) e ambiental. As vantagens das energias renováveis estão à vista de todos e já têm o
seu lugar vinculado no mercado elétrico um pouco por todo o mundo. Algumas das vantagens das
energias renováveis que mais se destacam são:
São energias inesgotáveis;
Redução dos níveis de poluição uma vez que a geração de eletricidade não produz nenhum
gás nocivo para o ambiente;
Alternativa à importação de petróleo, favorecendo a independência energética;
Independência elétrica de populações, ilhas ou redes de distribuição afastadas das grandes
metrópoles.
Com os elevados níveis de consumo de energia elétrica por todo o mundo, torna-se assim
indispensável obter energia a partir de fontes não poluentes e com elevados rendimentos energéticos,
contribuindo assim para um desenvolvimento sustentável. A energia solar, é usualmente convertida em
duas formas de energia, a energia elétrica e a energia térmica.
A energia elétrica através do efeito fotovoltaico faz a conversão direta da potência da radiação solar
em potência elétrica (corrente direta), através de materiais semicondutores como o silício, sendo este
o mais utilizado na indústria devido à sua eficiência e ao seu custo. Sob a influência de uma energia
externa, ou seja, fotões o material semicondutor tem a capacidade de gerar eletrões convertendo a
radiação solar em energia elétrica. A única poluição que está associada a esta produção de energia
elétrica está no processo que fabrico das células fotovoltaicas que constituem os painéis fotovoltaicos.
A energia térmica é normalmente produzida através de coletores solares que convertem a radiação
solar em calor, sendo este calor utilizado para o aquecimento do ar ou para o aquecimento de líquidos.
O calor gerado no coletor solar é transferido por condução para o fluido de refrigeração que circulará
para um reservatório, este contém o fluido a uma menor temperatura, assim por convecção o fluido
procede para o coletor solar, onde irá ser novamente aquecido. Sectores de serviços como piscinas,
ginásios, hospitais, entre outros exploram esta tecnologia uma vez que tem custos reduzidos.
O painel fotovoltaico térmico com concentrador (CPVT) é um sistema capaz de produzir energia
elétrica e térmica ao mesmo tempo e com eficiências globais mais elevadas, resultando assim num
menor custo de produção de eletricidade e num maior aproveitamento da energia solar. O arrefecimento
do painel provocado pelo fluido afeta diretamente o rendimento das células fotovoltaicas, como irá ser
demonstrado. Assim, o aquecimento por parte da radiação solar e da temperatura do meio ambiente é
aproveitado sob a forma de calor influenciando diretamente a temperatura dos canais do fluido.
A Solarus AB é uma empresa sueca, com sede em Venlo na Holanda e centro de pesquisa e
desenvolvimento em Gävle na Suécia. A empresa desenvolve tecnologia fotovoltaica, térmica e híbrida
(PVT), os painéis desenvolvidos pela Solarus AB têm um concentrador assimétrico denominado por
MaReCo (Maximum-Reflector-Collector). O painel fotovoltaico térmico com concentrador abordado
2
neste trabalho é constituído por 2 recetores e 2 refletores de iguais características e dimensões,
ilustrado na Figura 1.1. Sendo o concentrador de baixa concentração solar e com um formato que
permite refletir o máximo de radiação solar durante todo o dia, uma vez que este não possui
rastreamento do Sol [1].
Figura 1.1 - Coletor CPVT da Solarus AB [1].
1.1 Motivação
Com o aumento da produção das energias renováveis a um nível global, surge de forma natural a
inovação de novas tecnologias e o seu aperfeiçoamento, não só por razões económicas como também
por razões ambientais.
O aumento da eficiência dos painéis concentradores fotovoltaicos e térmicos (CPVT) resulta da
combinação de vários fatores, nomeadamente, do aumento da reflexão, do aumento da eficiência
elétrica e não menos importante do aumento da eficiência térmica. Os fatores que condicionam um
bom desempenho são vários: um mau ângulo de incidência solar; as temperaturas excessivas que não
só degradam os painéis como também afetam o seu rendimento; as más condições climatéricas que
possam provocar sombreamento e/ou a sujidade acumulada que fazem com que não incida radiação
solar diretamente; entre outros.
O aperfeiçoamento do CPVT está em desenvolvimento, sendo a modelação dos diversos refletores,
a disposição dos conjuntos1 de células fotovoltaicas e os respetivos díodos de contorno2 os principais
pontos para colmatar os efeitos do sombreamento e a uniformização da temperatura nos recetores. Só
de uma forma geral é que se consegue obter energia térmica, e simultaneamente reduzir a temperatura
do recetor para melhorar o rendimento elétrico das células fotovoltaicas. Foi com base nestas melhorias
que se elevou a minha motivação desta dissertação, tendo como principal foco a análise do
desempenho térmico e elétrico do CPVT.
1 Strings, na designação anglo-saxónica. 2 Bypass, na designação anglo-saxónica.
3
1.2 Objetivos
Os objetivos principais desta dissertação, um trabalho a ser desenvolvido em parceria com a
empresa sueca Solarus AB, podem ser sumarizados como:
Estudo dos efeitos térmicos no desempenho de um coletor fotovoltaico térmico;
Estudo da distribuição de temperaturas através das diferentes camadas de um coletor
fotovoltaico térmico, principalmente na vizinhança das células fotovoltaicas e dos canais de
circulação de água;
Desenvolvimento de um modelo de simulação numérica térmico capaz de simular um fluido em
movimento (neste caso água) através de canais fixos entre as células fotovoltaicas;
Otimização da temperatura nas células e no fluido em função da radiação solar incidente e da
temperatura ambiente.
1.3 Estrutura da tese
Esta tese é composta por 8 capítulos ordenados pela seguinte configuração:
No capítulo 1 é realizada uma introdução ao tema do trabalho, definindo assim a motivação e
os objetivos concretos da tese;
No capítulo 2 é efetuado um estado da arte, dando ênfase ao modelo elétrico, modelo térmico
e ao modelo híbrido, ou seja, ao CPVT;
No capítulo 3 é feita uma análise das principais características e materiais do CPVT da Solarus
AB;
No capítulo 4 é compreendido o efeito negativo do aumento da temperatura tanto na
componente elétrica como na componente térmica;
No capítulo 5 é concretizado o estudo a 2 dimensões do CPVT com um corte transversal do
recetor. Através de um programa de elementos finitos, é simulada a influência do fluxo de água
e calculado o rendimento elétrico das células fotovoltaicas;
No capítulo 6 é concretizado o estudo a 3 dimensões de forma a completar e a compreender
melhor o CPVT. São apresentadas simulações do recetor com e sem sombreamento focando
principalmente as variações de temperatura tanto transversalmente como longitudinalmente, é
realizada uma comparação entre Portugal e Suécia e é feita a relação entre rendimento elétrico
e fluxo de água;
No capítulo 7 são apresentadas as conclusões do trabalho desenvolvido;
No capítulo 8 são apresentadas propostas futuras que poderão melhorar o desempenho do
CPVT.
4
5
2 Estado da arte
2.1 Evolução até ao CPVT
O aproveitamento da energia solar para energia elétrica tem sido estudado há muitos anos,
estando em constante desenvolvimento. A primeira teoria para aproveitar a energia solar sob a forma
de eletricidade foi através do efeito fotovoltaico descoberto por Edmond Becquerel (1820-1891). Em
1877 o primeiro dispositivo de produção elétrica através do efeito fotoelétrico foi concebido com
aproximadamente 0,5% de eficiência. Desde então que o aumento de eficiência por parte das células
fotovoltaicas tem vindo a aumentar sendo o record atual (Outubro de 2015) da Panasonic com 22.5%,
sem recorrer a um concentrador nem refração da luz [2], [3].
O recurso ao Sol como fonte de energia térmica foi iniciado pelo cientista suíço Horace de
Saussure em 1767. Ao realizar uma experiência para aquecer água através de uma caixa com tampa
de vidro e com isolamento térmico, dentro dessa caixa existia uma outra caixa pintada de preto e
quando exposta ao Sol atingiu uma temperatura de 109 graus Celsius. Em 1909, o inventor William
Bailey patenteou um aquecedor de água bastante parecido com os coletores solares produzidos
atualmente. William Bailey separou assim pela primeira vez o aquecedor em duas partes, a parte de
aquecimento da água exposta ao Sol e a parte de armazenamento da água, que ficava dentro de casa
de modo a não perder tanto calor de noite [4]. Atualmente os diferentes coletores solares existentes no
mercado conseguem atingir rendimentos entre os 70 % e os 90 %.
Com a evolução a acontecer todos os dias o aproveitamento solar apenas para gerar
eletricidade viria a ser posto em questão. Surge assim a cogeração, proveniente neste caso dos
coletores solares híbridos (PVT).
Os coletores solares híbridos são painéis que combinam duas tecnologias, a energia térmica
dos coletores solares e a energia elétrica dos painéis fotovoltaicos, assumindo um compromisso entre
as duas, pois não se pode ter o melhor dos dois mundos. Desta forma pode-se aproveitar de uma
maneira mais eficaz a energia gerada pelo Sol. Com esta nova tecnologia consegue-se aumentar a
eficiência das células fotovoltaicas em cerca de 50%, uma vez que a temperatura afeta bastante o seu
desempenho. Em abril de 2013 a SunDrum's desenvolveu, em Massachusetts, um painel PVT com
uma eficiência de 86%, durante as horas de pico de sol sem recorrer a um sistema de rastreamento
solar [5].
Chegando assim à tecnologia pretendida, têm-se os painéis fotovoltaicos térmicos com
concentrador. Esta tecnologia tem duas vertentes, uma em que se utiliza a baixa concentração solar
(LCPVT) resultando num baixo fator de concentração entre 2 e 100 sóis, e outra a alta concentração
solar (HCPVT) resultando num alto fator de concentração de 1000 ou mais sóis. O fator de
concentração da luz incidente, FCsolar é dado assim pela equação (1)
abssolar
abertura
AFC
A (1)
6
onde Aabs é a área da receção da luz no recetor e Aabertura é a área de abertura do coletor [6].
2.2 Exemplos e vantagens do CPVT
O começo desta nova tecnologia (CPVT) teve por base os altos rendimentos e as vantagens
que esta apresenta em relação aos coletores solares e painéis fotovoltaicos. Tem-se assim as principais
vantagens dos painéis fotovoltaicos térmicos com concentrador [7]:
- Maior produção de energia térmica e elétrica a partir da mesma tecnologia;
- Rendimentos mais elevados ao longo de todo o dia devido à concentração solar, atingindo
estes valores acima dos 80%;
- Ocupação de uma menor área com a mesma potência instalada;
- Baixos custos de manutenção preventiva.
Apesar de se obter valores mais elevados de eficiência, o mercado destes painéis (tanto os
PVT como os CPVT) apenas representa uma pequena percentagem do mercado dos painéis térmicos
ou fotovoltaicos. Isto deve-se principalmente à inexistência de normas e certificação de qualidade para
a avaliação de desempenho e testes, impondo assim um obstáculo à proliferação no mercado3 [6], [8],
[9].
Para uma melhor compreensão dos coletores CPVT existentes e em desenvolvimentos, de
seguida serão apresentados 4 exemplos diferentes. Sendo estes: um concentrador de calha parabólica;
um concentrador de calha cilíndrica; um concentrador de calha parabólica assimétrica; um
concentrador de prato parabólico.
Detalhando os 4 exemplos acima apresentados temos assim na Figura 2.1, um concentrador
de calha parabólica produzido pela empresa Arontis solar solutions, sem rastreamento do Sol e com o
recetor no meio do concentrador [10].
Figura 2.1 - Concentrador de calha parabólica [10].
3 O mesmo não se verifica para a energia fotovoltaica e térmica as quais têm normas de avaliação e testes baseadas nas normas IEC61215 e EN12975 respetivamente.
7
O segundo exemplo, ilustrado na Figura 2.2, é um concentrador de calha cilíndrica, produzido
pela empresa Greenetica com um concentrador linear, um rastreamento do Sol com 2 eixos, o que
permite seguir o Sol com máxima precisão e um recetor afastado do concentrador [11].
Figura 2.2 - Concentrador de calha cilíndrica [11].
O terceiro exemplo, ilustrado na Figura 2.3, é um concentrador de calha parabólica assimétrica
fabricado pela empresa Solarus AB. O concentrador tem uma forma assimétrica de forma a evitar os
custos do rastreamento solar e contém o recetor na parte superior do coletor [1].
Figura 2.3 - Concentrador de calha parabólica assimétrica [1].
O quarto exemplo, ilustrado na Figura 2.4, é um concentrador de prato parabólico em
desenvolvimento pelas empresas IBM e Airlight energy. O formato do concentrador é em forma de disco
e tem uma dimensão de 40 m2 e uma concentração de 2000 sóis. Possuindo ainda um rastreador solar
com o recetor no centro do painel mas afastado do concentrador [12].
8
Figura 2.4 - Concentrador de prato parabólico [12].
2.3 Radiação solar
Antecipadamente à realização dos efeitos da temperatura e radiação solar sobre as tecnologias
em estudo é importante introduzir algumas noções sobre a radiação solar. Nomeadamente, os
diferentes tipos de radiação, a distribuição da radiação solar a nível europeu e a medição da potência
por unidade de área proveniente do Sol.
2.3.1 Tipos de radiação solar
A radiação solar emitida pelo Sol sob a forma de radiação eletromagnética, não chega toda à
Terra perdendo-se uma parte na entrada da atmosfera. Da radiação solar que ultrapassa as primeiras
camadas da atmosfera esta pode ser classificada como refletida, direta ou difusa como ilustrado na
Figura 2.5. A radiação refletida é aquela que atinge o solo e posteriormente se perde para a atmosfera
ou atinge uma outra superfície. A radiação direta é aquela que após passar a atmosfera atinge
diretamente a superfície pretendida. A radiação difusa é aquela que é recebida por uma superfície, mas
de uma forma indireta, ou seja, é difundida por partículas da atmosfera por exemplo nuvens. A soma
total das radiações que atingem a superfície pretendida denomina-se de radiação global [13]. Na Figura
2.5, a superfície que recebe a radiação solar está inclinada de forma a obter uma maior área de contacto
com a radiação, esta inclinação4 tem como referência a superfície terrestre.
A energia solar incidente por unidade de área, Hi, é a irradiação solar medida em kWh/m2. A
potência solar por unidade de área, G, é a irradiância medida em W/m2 [14].
4 Tilt, na designação anglo-saxónica.
9
Figura 2.5 - Radiação solar incidente (Fonte: adaptado de Photovoltaics, K. Mertens).
2.3.2 Temperatura e irradiância na Europa
Sendo a radiação solar um dos parâmetros mais importante para uma avaliação da produção
energética é necessário realizar um estudo prévio das características do local. Na Figura 2.6, está
representada a irradiação média anual do mapa europeu, ou seja, dependendo da localização
geográfica, teremos diferentes temperaturas e radiações solares assim como diferentes objetivos (uma
maior/menor produção de energia térmica em prejuízo/beneficio de energia elétrica).
Figura 2.6 - Irradiação média anual [kWh/m2] do mapa europeu [15].
Para este caso, foram analisadas as temperaturas e as radiações solares (principais fatores
que influenciam o desempenho do CPVT) no inverno (Janeiro) e no verão (Julho), para as cidades de
Gävle e Lisboa [15].
Para a Suécia, no inverno em termos médios obtém-se temperaturas baixas (entre 0 e -5 graus
Celsius) e a radiação solar varia entre os 0 e os 150 W/m2. No verão, a situação já melhora sendo a
10
temperatura média de 20 graus Celsius e radiação solar entre os 300 e 500 W/m2 [15]. Tais dados
podem ser confirmados com maior detalhe nas Figuras 2.7, 2.8, 2.9 e 2.10.
Para Portugal, no inverno em termos médios obtém-se temperaturas baixas (entre 5 e 14 graus
Celsius) no entanto superiores às da Suécia e a radiação solar varia entre os 0 e os 600 W/m2. No
verão, já se obtém temperaturas médias entre os 20 e os 30 graus Celsius e uma radiação solar entre
os 300 e 900 W/m2. Tais dados podem ser confirmados com maior detalhe nas Figuras 2.7, 2.8, 2.9 e
2.10.
Para um país com características meteorológicas, em que a radiação solar e temperatura não
são elevadas poderemos então definir um baixo fluxo de água para um melhor controlo da temperatura
nas células fotovoltaicas e nos canais de água.
Para os dois locais com este tipo de características meteorológicas, em que as radiações
solares e as temperaturas são irregulares do inverno para o verão poderemos então definir diferentes
fluxos de água dependendo das estações do ano. Os diferentes fluxos também deverão estar
dependentes da localização geográfica para um melhor controlo da temperatura nas células
fotovoltaicas e nos canais de água, de modo a maximizar o desempenho do CPVT.
Figura 2.7 - Irradiância para um dia de inverno em Portugal (linha contínua) e na Suécia (tracejado) [15].
Figura 2.8 - Temperatura para um dia de inverno em Portugal (linha contínua) e na Suécia (tracejado) [15].
6 8 10 12 14 16 18 200
100
200
300
400
500
600
700
TEMPO [horas]
IRR
AD
IÂN
CIA
[W
/m²]
6 8 10 12 14 16 18 20-4
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
TEMPO [horas]
TE
MP
ER
AT
UR
A [ºC
]
11
Figura 2.9 - Irradiância para um dia de verão em Portugal (linha contínua) e na Suécia (tracejado) [15].
Figura 2.10 - Temperatura para um dia de verão em Portugal (linha contínua) e na Suécia (tracejado) [15].
2.3.3 Piranómetro
Como dito anteriormente, a informação da radiação solar é bastante importante para a
produção de energia elétrica ou térmica. Para determinar a radiação solar incidente num determinado
local é utilizado um piranómetro, ilustrado Figura 2.11. O piranómetro mede toda a radiação direta e
difusa em W/m2 de uma superfície, tendo este um ângulo de abertura de 180º. Caso se pretenda medir
apenas a radiação difusa, pode ser acoplado um anel de sombra representado na Figura 2.11, que tem
como função impedir que a radiação direta chegue ao sensor medindo apenas a radiação difusa [13].
6 8 10 12 14 16 18 200
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
TEMPO [horas]
IRR
AD
IÂN
CIA
[W
/m²]
6 8 10 12 14 16 18 2016
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
TEMPO [horas]
TE
MP
ER
AT
UR
A [ºC
]
12
Figura 2.11 - Exemplo de um piranómetro com anel de sombra acoplado [16].
2.4 Modelo elétrico simplificado
A Figura 2.12 representa o circuito elétrico de uma célula fotovoltaica, este é constituído por 2
partes, célula fotovoltaica e carga. A célula fotovoltaica é modelada por 2 partes: a fonte de corrente
dependente da iluminação, que representa os portadores gerados na junção pn, e um díodo em
paralelo, que representa a junção convencional [17], [18]. Assim as 3 partes constituintes são:
1. Uma fonte de corrente ativado pela luz solar (Is)
2. Um díodo em paralelo com a fonte de corrente (Id)
3. Uma carga para onde irá a corrente produzida (Z)
Figura 2.12 - Circuito elétrico simplificado [17].
13
A fonte de corrente gera uma corrente elétrica Is unidirecional associada ao efeito fotoelétrico,
a qual tem uma direção oposta à da corrente Id no díodo, tomada por convenção de p para n. De acordo
com a Figura 2.12, a corrente I é dada pela equação (2)
0 1T
V
mV
S D ccI I I I I e
(2)
onde I0 é a corrente inversa de saturação do díodo em A, m é o fator de idealidade, VT é o potencial
térmico em V e V a tensão aos terminais da célula fotovoltaica em V.
O potencial térmico, dado pela equação (3) onde K é a constante de Boltzmann em J/K e q o
módulo da carga do eletrão em C, influencia a corrente da célula fotovoltaica diretamente pela
temperatura (T) [18].
T
K TV
q
(3)
2.4.1 Pontos de funcionamento das células PV
No regime dos painéis fotovoltaicos os valores de I e V são positivos, tendo em conta os
sentidos referenciados na Figura 2.12. O modelo elétrico de um painel fotovoltaico é obtido pela
associação série/paralelo de células fotovoltaicas. Todos os módulos fotovoltaicos têm normalizados 4
valores nas suas folhas de especificações. Estes valores, dados pelos fabricantes, são sempre testados
em condições de teste padrão (STC5). Para cada teste o módulo fotovoltaico é sujeito à condição de
temperatura [25°C] e irradiância [1000 W/m2].
As duas tensões de referência de um painel fotovoltaico são a tensão de circuito aberto (Vca) e
a tensão de potência máxima (Vpm). A tensão de circuito aberto corresponde a uma carga infinita e
representa a tensão máxima produzida pelo painel no regime fotovoltaico. Contudo, o valor da corrente
que circulará será nulo. A tensão de potência máxima, Vpm, é a tensão no ponto de funcionamento do
painel quando este está no seu pico de potência.
Em relação às correntes, são valores de referência a corrente de curto-circuito (Icc) e a corrente
de potência máxima (Ipm). A corrente Icc ocorre quando a carga é nula, obtendo assim a maior corrente
possível produzida pelo painel. A corrente de potência máxima, Ipm, é a corrente no ponto de
funcionamento para a qual a potência é máxima, correspondendo à corrente associada à tensão Vpm
definida no parágrafo anterior. Na Figura 2.13 a azul, proveniente da equação (1), representa-se a
curva da corrente em função da tensão (I-V) [18], [19].
5 Standart Test Conditions, na designação anglo-saxónica.
14
A tensão e corrente no ponto de funcionamento (P=VI) podem ser obtidos a partir das
características estacionárias P(V) e I(V) associadas à célula fotovoltaica. Estando representado na
Figura 2.13 (a verde) a característica da potência em função da tensão (P-V) [17], [18].
Figura 2.13 - Características I-V (azul) e P-V (verde) de uma célula fotovoltaica.
Um outro parâmetro importante das células fotovoltaicas é o fator de preenchimento (do inglês
Fill Factor - FF). Este representa a relação entre a potência máxima na carga e o produto Icc xVca, sendo
dado pela razão entre as duas áreas do gráfico da corrente em função da tensão de uma célula
fotovoltaica representadas na Figura 2.14: a área a verde, que representa a potência máxima de
referência que uma célula fotovoltaica consegue produzir (Vpm x Ipm) e a área a vermelho, dada pelo
produto da corrente em curto-circuito e da tensão de circuito aberto. Deduzindo assim que o fator de
preenchimento é um parâmetro sempre menor do que 1, e quanto mais elevado este for melhor será.
O valor do fator de preenchimento é dado pela equação (4) [18].
r r
pm pm
r r
ca cc
V IFF
V I
(4)
Figura 2.14 - Fator de preenchimento na característica I-V de uma célula fotovoltaica.
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.60
0.5
1
1.5
2
2.5
3
X: 0.46
Y: 1.073
Tensão [V]
Po
tência
[W
]
Co
rre
nte
[A
]
15
O fator de preenchimento faz parte da avaliação e desempenho das células fotovoltaicas, tendo
por norma um valor superior a 0,7 (valores comerciais). Assim, quanto maior for a área a verde maior
será o desempenho da célula fotovoltaica e respetivo rendimento [17].
2.4.2 Eficiência elétrica
Tal como o fator de preenchimento é muito importante para a classificação dos painéis
fotovoltaicos, o rendimento é um parâmetro fundamental na decisão de compra. O rendimento como já
foi referido pode ser afetado pelo sombreamento, pelo excesso de temperatura ou pela fraca radiação
solar. Assim, o rendimento elétrico pode ser descrito pela equação (5)
PV
cell
P
G A
(5)
onde G representa a irradiância em W/m2 e P representa a potência elétrica produzida pelo painel em
W [17], [18]. A tensão de potência máxima, Vpm, rege-se pela equação (9), contudo é preciso definir as
correntes necessárias pelas equações (6), (7) e (8). Multiplicando a equação (6) e (9) obtém-se assim
na potência de pico, PP, representada na equação (10).
0 1
mp
t
V
mV
mp ccI I I e (6)
r
cc ccr
GI I
G
(7)
3 1 1
0 0
s
rTT
N
m VVr m
ref
TI I e
T
(8)
1 0
1
ln
1
cc
k
mp t k
mp
t
I
IV m V
V
m V
(9)
onde Gr representa a irradiância de referência em W/m2, r
ccI representa a corrente de curto-circuito de
referência em A, ε representa a energia da banda proibida de 1.12 eV para o silício, m’ representa a
16
divisão entre o fator de idealidade do díodo (m) e o número de células fotovoltaicas em série (Ns), r
TV
representa o tensão térmica de referência em mV, Tm e Tref representam a temperatura do módulo e a
temperatura de referência em K, respetivamente e 0
rI representa a corrente inversa de saturação de
referência em A [18]. Vmp é obtido através de iterações pela equação (9) e Imp é obtido através da
equação (6) que utiliza o valor da tensão determinado pela equação (9) [14], [20].
r r
P pm pmP V I (10)
2.5 Modelo térmico
De modo a compreender melhor a relação entre a temperatura das células de silício e o
respetivo rendimento, além da influência dos canais de fluido no processo de resfriamento das células
e a temperatura alcançada pelo fluido, é necessário um estudo da parte térmica dos painéis
fotovoltaicos existentes. A compreensão dos fenómenos térmicos presentes, será essencial para a
compreensão da parte térmica em questão, assim como as eficiências elétrica e térmica associada ao
painel.
2.5.1 Fenómenos térmicos
Os fenómenos térmicos mais significativos a considerar são a radiação, a condução e a
convecção. A energia solar que incide por radiação é absorvida por condução até aos canais de água,
onde esta circula em convecção forçada.
Antes de verificar cada fenómeno em particular, analisemos a lei fundamental que conduz toda
a transferência de calor, a primeira lei da termodinâmica normalmente referida como princípio da
conservação de energia. A energia interna, U, é uma variável bastante inconveniente para medir e usar
nas simulações, assim, a primeira lei da termodinâmica é reescrita em termos da temperatura,
ignorando o tensor de tensão viscoso e a pressão.
O estudo dos fenómenos aplicados no recetor serão efetuados em 2 e 3 dimensões, resultando
assim na equação (11) [21].
p p kt
TC C u T T Q (11)
17
onde
• ρ é a densidade (kg/m3);
• Cp é a capacidade térmica específica a pressão constante (J/(kg·K));
• T é a temperatura (K);
• u é o vetor de velocidade (m/s);
• k é a condutividade térmica (W/(m·K));
• Q representa a fonte de calor (W/m3).
As simulações serão efetuadas num regime estacionário, ou seja, as propriedades de um
sistema não se alteram ao longo do tempo (a derivada parcial em relação ao tempo é zero)
representada na equação (12) [22].
0k T (12)
A condução ocorre através das camadas do recetor. Após a incidência solar através da
radiação proveniente do Sol, a condução térmica sucede-se sempre que haja duas regiões a diferentes
temperaturas (T1 e T2). O fluxo de calor da região com maior temperatura irá atuar na região de menor
temperatura e vice-versa, de modo, a equilibrar as diferenças de temperatura. No caso do CPVT, os
componentes com as temperaturas mais elevadas são as 2 camadas superficiais no recetor inferior e
superior (silicone e células fotovoltaicas) e o material com menor temperatura do painel é a água que
passa ao longo dos canais [23].
A partir da equação (11) obtém-se a equação (13) que define a transferência de calor para uma
velocidade igual a zero [21].
pCt
TQ (13)
A convecção pode ser representada de duas formas, por convecção natural e por convecção
forçada. Os sistemas convencionais utilizam a circulação natural. Assim, o fluido aquecido no recetor
fica com uma diferença de densidade (fica menos denso) em relação ao fluido existente no reservatório
térmico. O fluido circula do coletor para o reservatório térmico, o qual se encontra a uma menor
temperatura e com maior densidade. O fluido do reservatório térmico que se encontrar a uma menor
temperatura e com maior densidade, por convecção natural irá dirigir-se para o coletor solar onde irá
ser aquecido, repetindo assim o processo. A circulação de ar quente na superfície do painel é o exemplo
de convecção natural, tendo coeficientes de convecção que dependem da temperatura da superfície,
das propriedades do fluido e da velocidade do vento, estes coeficientes podem ser medidos através
dos números adimensionais de Prandtl, Grashof, Rayleigh e Nusselt [21].
18
A convecção forçada exige que um mecanismo externo ao sistema force o movimento do fluido,
fazendo com que se possa controlar a quantidade de fluido que circula no recetor. A velocidade do
fluido na convecção forçada é usualmente realizado através de bombas, no entanto, este tipo de
convecção é apenas utilizado para sistemas de grandes volumes de fluido [24]. O exemplo de
convecção forçada presente no painel em estudo é a circulação de água na parte interior do recetor,
em que a sua energia pode ser calculada pela equação (14),
conv EXP ambk h Q n T T T
conv EXP ambhA q T T (14)
onde:
Qconv é o fluxo de calor por convecção por unidade de área (W/m2);
qconv é o fluxo de calor por convecção (W);
n é o vector normal da fronteira;
h é o coeficiente de transferência de calor por convecção (W/(m2·K));
TEXP é a temperatura experimental do fluido (K);
Tamb é a temperatura ambiente (K).
O coeficiente de transferência de calor pode ser obtido através dos números adimensionais de
Prandtl, Reynolds e Nusselt que dependem da velocidade do fluido, da geometria da superfície que faz
contacto com o fluido e das propriedades do fluido (densidade, viscosidade, etc.) [21], [25].
A radiação térmica é a energia emitida pela matéria (sólidos, líquidos ou gases) que está a uma
temperatura diferente de zero graus Kelvin, podendo ocorrer também no vácuo. A emissão de radiação
é transportada por ondas eletromagnéticas ou fotões e definida pela equação (15).
4 4
rad PV amb q T T (15)
onde rad é a emissividade da superfície (0 ≤ ε ≤ 1) e σ é a constante de Stefan-Boltzmann
(σ = 5,67 × 10-8 W/(m2 · K4)) [21]. No entanto na situação deste recetor as perdas de calor devido à
radiação não foram consideradas devido à sua baixa influência.
19
2.5.2 Eficiência térmica
Para o estudo térmico é necessário quantificar a energia transferida para o fluido, sendo essa
energia oriunda da irradância. Pela equação (16), determina-se o rendimento térmico do fluido ηT
fluido
T
IN
E
E (16)
em que EIN representa a energia de entrada do sistema e Efluído representa a energia absorvida pelo
fluido. A energia total de entrada no sistema, EIN, é dada pela equação (17)
IN absE G A (17)
e a energia absorvida pelo fluido, Efluído em J/s, é dada pela equação (18)
fluido p out inE mC T T
(18)
onde m
representa o caudal mássico em kg/s, CP representa o calor específico a pressão constante do
fluido em J/(kg.K), Tout representa a temperatura de saída do fluido do coletor em K e Tin representa a
temperatura de entrada do fluido do coletor em K [22]. A energia transferida para o fluido é realizada
essencialmente nos canais do fluido, estes podem ser construídos em tubos de vácuo, em serpentina,
em tubos paralelos, entre outros.[26].
Os canais de vácuo, ilustrados na Figura 2.15, utilizam a convecção de um fluido para gerar
calor através da radiação solar. Com a incidência de raios solares no tubo de vácuo o fluido que está
dentro dele aquece rapidamente devido à baixa pressão (vácuo) envolvente ao tubo de cobre onde
circula o fluido por convecção livre.
20
Figura 2.15 - Canal em vácuo para aquecimento do fluido (Adaptado de: [27]).
O canal em serpentina, ilustrado na Figura 2.16, consiste num tubo com um certo diâmetro e
de elevado comprimento (em relação aos concorrentes) e com poucas articulações para soldar. Assim,
a conceção deste método tem menores custos de fabricação e monetários. No entanto, o problema
principal da serpentina é o baixo fluxo [26].
Figura 2.16 - Construção do canal do fluido em serpentina (Adaptado de: [28]).
Os tubos em paralelo, ilustrado na Figura 2.17, têm como o nome indica uma rede de tubos do
fluido em paralelo desde a base até ao topo do coletor, desta forma, o escoamento do fluido será mais
rápido comparando com o método da serpentina. Este método, devido às várias soldas tem um maior
custo de fabricação [26].
Transferência de calor
Raios
solares Fluido aquecido,
vapor
Canal do fluido
Fluido arrefecido,
líquido Área de vácuo
21
Figura 2.17 - Construção dos canais do fluido em tubos paralelos (Adaptado de: [28]).
A eficiência térmica dos diversos coletores existentes, na sua globalidade podem ser
representada pela Figura 2.18, onde se destacam principalmente as perdas óticas e as perdas térmicas.
Segundo o gráfico representado, constata-se que com a diminuição da irradiância de 1000 W/m2 (linha
contínua cujo marcador é uma círculo) até 200 W/m2 (linha contínua cujo marcador é um triângulo) a
eficiência térmica diminui cada vez mais rápido, ou seja, com o aumento da diferença entre a
temperatura experimental (temperatura dos canais para a água) e a temperatura ambiente [29], [30],
[31].
As perdas óticas, representadas na Figura 2.18 (linha contínua cujos marcadores são
quadrados), devem-se principalmente a 4 fatores, todos eles com uma contribuição menor que 1,0:
fração de entrada dos raios solares que são refletidos e colidem com o recetor; coeficiente de reflexão
da superfície do recetor; transmitância da superfície do recetor; absortância da superfície do recetor
[32], [33]. As perdas térmicas estão representadas na Figura 2.18 como a variação desde as perdas
óticas até à eficiência térmica de uma determinada irradiância. Estas perdas devem-se principalmente
ao aumento da temperatura dos canais de água em relação à temperatura ambiente, ou seja, à medida
que a diferença de temperaturas aumenta o recetor tende a perder calor para o meio envolvente sob
as formas de radiação, convecção e condução aumentando assim a percentagem de perdas do coletor
[31].
22
Figura 2.18 - Eficiências térmicas de um coletor com as perdas associadas.
2.6 Sombreamento das células fotovoltaicas
A instalação de uma tecnologia com células fotovoltaicas requer um estudo prévio do local, pois
sem radiação solar não há energia provenientes das células fotovoltaicas. O impacto do sombreamento
sobre as células fotovoltaicas é bastante significativo, prejudicando a sua potência de saída e o seu
tempo de vida útil. O efeito do sombreamento leva as células fotovoltaicas a aumentarem a sua
resistência interna, o que leva à dissipação de energia e assim tornam-se pontos quentes. Caso as
células ultrapassem o seu valor máximo de dissipação de energia estas podem sair danificadas [20],
[34], [35].
Existem dois tipos de sombreamento, o sombreamento ligeiro e o sombreamento total [35].
O sombreamento ligeiro acontece quando a tensão praticamente não se altera, mas existe uma
redução da corrente, ou seja, existe uma menor irradiância a incidir nas células fotovoltaicas. Este tipo
de sombreamento pode ser provocado por partículas na atmosfera ou então por nuvens que bloqueiam
alguns raios solares mas não todos, provocando assim uma diminuição da potência de chegada [35].
O sombreamento total acontece quando um objeto sólido interfere com a radiação solar direta,
provocando uma sombra nas células fotovoltaicas. Caso haja alguma parte da célula fotovoltaica
iluminada então a corrente elétrica será proporcional à área de superfície da célula que foi iluminada,
como ilustrado na Figura 2.19 [35].
No caso de se ter uma célula fotovoltaica totalmente iluminada (caso A da Figura 2.19), então
ela estará 100% funcional. Quando a célula está apenas parcialmente sombreada (caso B da Figura
2.19), apenas a parte iluminada consegue gerar eletrões. Ou seja, a corrente de saída é proporcional
à área iluminada da célula, quanto maior for o sombreamento menor será a corrente gerada. Para o
caso em que a célula está totalmente sombreada (caso C da Figura 2.19), não existe corrente na célula
fotovoltaica, sendo a sua potência nula [35].
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
Texperimental
- Tamb
[K]
Eficiê
ncia
té
rmic
a
Perdas térmicas
Perdas óticas
200 W/m2 400 W/m2 600 W/m2
800 W/m2
1000 W/m2
23
Figura 2.19 - A, célula fotovoltaica sem sombreamento; B, célula fotovoltaica parcialmente sombreada; C, célula fotovoltaica totalmente sombreada (Adaptado de: [35]).
De modo a ultrapassar o problema do sombreamento, utilizam-se díodos de contorno para
minimizar as perdas. Estes díodos têm como função desviar a corrente das células fotovoltaicas
sombreadas, permitindo que a corrente flua, não dissipando assim energia sob a forma de calor nas
células fotovoltaicas. Por norma os módulos fotovoltaicos utilizam grupos de 12 a 24 células
fotovoltaicas em série por cada díodo de contorno. No capítulo 3.3. serão melhor analisados os díodos
de contorno no painel fotovoltaico da Solarus AB [20], [34], [35].
A B C
24
25
3 Análise do coletor CPVT da Solarus AB
A análise térmica do painel fotovoltaico-térmico com concentrador (CPVT) deverá ter em conta
todos os componentes do sistema e analisar todos os fenómenos físicos que neles interagem.
Começaremos por detalhar melhor o objeto em estudo e posteriormente irá ser realizada a análise.
De uma forma geral o CPVT desenvolvido pela empresa sueca Solarus AB, é composto por 2
recetores, 2 refletores e 2 concentradores de iguais características e dimensões, como tal apenas será
analisada uma das partes. Cada recetor tem 2 camadas de células fotovoltaicas, uma na parte superior
e outra na parte inferior, e entre estas camadas de células fotovoltaicas encontram-se 8 canais elípticos
para a água com o intuito de arrefecer as células fotovoltaicas e ao mesmo tempo absorver o calor
excessivo. O refletor em alumínio serve para refletir a radiação solar durante o dia inteiro, uma vez que
o CPVT não possui rastreamento do Sol, como ilustrado na Figura 3.1 [1].
Figura 3.1 - Esquema real do CPVT (Adaptado de: [1]).
Para realizar a análise térmica do CPVT foi utilizado como ferramenta de trabalho um programa
de elementos finitos para calcular os resultados de todos os fenómenos físicos que afetam o painel.
A Figura 3.2 ilustra de uma forma muito aproximada o recetor do CPVT da Solarus AB, no qual
se distinguem o núcleo central de alumínio e os 8 canais de água elípticos para arrefecimento das
camadas de células fotovoltaicas [1].
Figura 3.2 - Corte transversal do esquema do recetor da Solarus AB, com os 8 canais elípticos.
26
Detalhando com maior precisão tem-se assim as especificações técnicas do coletor CPVT da
Solarus AB nas Tabelas 1, 2 e 3 [1].
Tabela 1 - Propriedades gerais.
Dimensões (C x L x A) 2374 x 1027 x 231 mm
Peso 55 kg
Área de abertura 2,2 m²
Cobertura 4 mm de vidro anti refletor, transparente e
inquebrável contra granizo
Tabela 2 - Propriedades elétricas.
Número de células 152
Dimensão das células 52 x 148 mm
Potência de pico elétrica 250 W (e) ±5%
Tipo de células fotovoltaicas Monocristalinas
Rendimento elétrico 18,9 %
Dependência da temperatura -0,43 %/ᴼC
Tabela 3 - Propriedades térmicas.
Coeficiente de perda de calor 4,8 W/(m².K)
Potência de pico térmica 1250 W (t)
Capacidade de anti congelamento 1,4 l/módulo
Pressão máxima de trabalho 6 bar
Temperatura máxima de trabalho 175 ᴼC
3.1 Materiais/Camadas
A Figura 3.3 é uma ampliação de uma parte do recetor de modo a conseguir destacar todos os
diferentes materiais/camadas.
Enumerando cada um dos materiais, tem-se:
1. Silicone;
2. Células fotovoltaicas (silício);
3. Alumínio;
4. Canais para a água;
5. Condutor elétrico.
27
Figura 3.3 - Representação dos 5 materiais/camadas do recetor.
Cada um dos materiais tem a sua função específica para em conjunto poder alcançar os
melhores resultados possíveis:
As células fotovoltaicas são feitas de silício monocristalino para a produção de energia elétrica
com altos rendimentos.
O silicone tem como principais funções o isolamento elétrico das camadas das células
fotovoltaicas (prevenindo assim as ocorrências de curto-circuito) e uma alta transmitância de
luz que deverá incidir na camada de células fotovoltaicas.
A camada mais pesada e com maiores dimensões, o alumínio, tem como função facilitar a
passagem de calor entre a camada de silicone e os canais para a água.
O condutor elétrico é um pedaço de cobre que faz a ligação elétrica entre as células
fotovoltaicas.
Por fim, e não menos importante, a água que tem como principal função o arrefecimento das
células fotovoltaicas e o aproveitamento desse mesmo calor em forma de energia térmica [36].
As principais propriedades dos materiais descritos acima estão detalhadas na Tabela 4.
Tabela 4 - Características dos materiais utilizados no recetor [18] [19].
Espessura
(mm)
Condutividade Térmica
(W/(m.K))
Densidade (kg/m3)
Capacidade Calor Específico
(J/(kg.K))
Silicone 2.7 0,2 970 1400
Células fotovoltaicas
0,3 148 2330 677
Alumínio 6.5 204 2700 870
Água 3.5 0,58 997 4187
Condutor elétrico (cobre)
0.2 400 8700 385
5 3 4
1 2
28
3.2 Formas dos canais
Uma das principais características deste coletor são as formas elípticas dos vários canais para
a água que atravessam o recetor levando consigo energia (em forma de calor) para fora do recetor.
Para testar a veracidade destas formas foram efetuados testes no âmbito de descobrir/comprovar qual
a melhor forma dos canais para a água.
Assim, foram testadas, num simulador de elementos finitos, 4 possíveis formas dos canais de
água, em quadrado, em retângulo, em círculo e em elipse. Para esta simulação as 4 diferentes formas
têm aproximadamente a mesma área (70 mm2) e a mesma fonte de calor nas suas fronteiras. Assim,
na Figura 3.4 está representada a simulação da variação de temperatura e na Tabela 5 os dados
referentes aos 4 formatos em análise.
Figura 3.4 - Teste dos 4 formatos dos canais para a água.
Tabela 5 - Dados dos 4 formatos dos canais para a água.
Área
(mm2)
Perímetro
(mm)
T_min
(ᴼC)
T_máx
(ᴼC) ΔT (ᴼC)
Elipse 70.007 35.525 23.8 42.4 18.6
Retângulo 70.000 38.000 25.3 46.8 21.5
Circulo 69.990 29.657 21.7 37.6 15.9
Quadrado 70.007 33.468 22.0 46.5 24.5
Analisando a Figura 3.4 destacam-se os pontos quentes (coloridos a vermelho escuro) no
quadrado e retângulo e as temperaturas mais baixas (coloridas a branco) no círculo e no quadrado.
Tendo como objetivos a uniformização de temperatura e a maximização de absorção de calor,
pela Tabela 5, verifica-se que apesar das diferentes formas terem a mesma área, os seus perímetros
29
não são iguais. Assim, quanto maior for a área de contacto maior será a transferência de calor de modo
a absorver o máximo possível, nesta situação tem-se o retângulo e a elipse como os melhores
exemplos. A uniformização da temperatura evita a existência de pontos quentes no painel que poderão
afetar o desempenho das células fotovoltaicas, assim o círculo e a elipse são os melhores formatos,
uma vez que têm as menores variações de temperatura ΔT (ᴼC).
Assim o formato da elipse é o que reúne no geral uma maior área de contacto, o que facilita a
transferência de calor, uma menor variação de temperatura evitando os pontos quentes e uma maior
uniformização da temperatura.
3.3 Distribuição das células fotovoltaicas e díodos de contorno
A organização das células fotovoltaicas do CPVT da Solarus AB tem vindo a evoluir, de modo
a conseguir melhores resultados em termos de potência produzida. Cada camada de células
fotovoltaicas do recetor inferior é composta atualmente por 4 conjuntos, no formato de 8-11-11-8 células
fotovoltaicas [1].
Na Figura 3.5 pode-se visualizar o esquema das células fotovoltaicas e junto a estas tem-se os
díodos de contorno, um por cada conjunto de células fotovoltaicas. Um dos grandes problemas dos
painéis fotovoltaicos é exatamente o sombreamento, e para o caso do coletor da Solarus AB existem
certos ângulos de incidência da radiação solar que provocam sombreamento no recetor inferior. A
utilização destes díodos de contorno é fundamental para os casos de sombreamento, uma vez que as
células sombreadas provocam uma elevada resistência à corrente. Assim as células fotovoltaicas iram
provocar pontos quentes no recetor e diminuir o rendimento de todas as células fotovoltaicas em série.
Uma vez que os díodos de contorno têm uma menor resistência do que as células fotovoltaicas
sombreadas, quando parte de um conjunto de células fotovoltaicas estiver sombreado, o díodo entra
em condução de modo a não afetar todas as células que se encontram nos outros 3 conjuntos [1], [20].
As grandes desvantagens da utilização dos díodos de contorno são o tempo de montagem,
uma vez que existem mais componentes para juntar às células fotovoltaicas e o custo deste material
[34].
Com este esquema, desenvolvido pela Solarus AB, consegue-se reduzir os efeitos negativos
do sombreamento. No entanto, novos estudos sobre a disposição das células fotovoltaicas estão em
vigor de modo a aperfeiçoar ainda mais o seu desempenho.
Figura 3.5 - Esquema das ligações das células fotovoltaicas e dos díodos de contorno por cada face do recetor.
30
31
4 Efeitos da temperatura no PVT
A produção de eletrões por parte do painel fotovoltaico baseia-se na incidência da radiação
solar numa junção pn. Os fotões incidentes com uma energia superior à banda proibida do material,
provocam a geração de pares eletrão-buraco. Um campo elétrico é assim gerado permitindo converter
energia solar em eletricidade, no entanto também é gerado calor quando os eletrões passam para a
banda de valência [18], [37].
Caso a energia dos fotões não seja igual ou superior à banda proibida não há a geração de um
par eletrão-buraco. Por outro lado, se o valor da banda proibida for baixo os fotões geram pares eletrão-
buraco, no entanto a energia excedente é perdida sob a forma de calor.
Sendo as células fotovoltaicas dispositivos semicondutores, estas são sensíveis à temperatura,
a qual influência o valor da banda proibida dos materiais. O aumento da temperatura faz com que o
valor da banda proibida seja menor e a energia dos eletrões no material seja maior. Assim, há uma
maior probabilidade de os eletrões colidirem e não conseguirem formar pares eletrão-buraco, voltando
ao nível de energia abaixo e apenas geram calor [37].
4.1 Rendimento elétrico do painel
Em relação ao rendimento elétrico, este depende da temperatura ambiente e respetiva
irradiância que alcança o painel. Comecemos por analisar a importância da irradiância, na Figura 4.1
com a corrente em função da tensão, proveniente das equações (2) e (7) e sem variação da
temperatura. Pode-se observar que para irradiâncias mais elevadas (1000 W/m2 marcado a vermelho
na Figura 4.1) obtém-se uma maior corrente e consequentemente uma maior potência de saída, em
relação à tensão, esta também é afetada pela irradiância, mas com uma menor percentagem em
relação à corrente. Para irradiâncias mais baixas (200 W/m2 marcado a azul na Figura 4.1), obtém-se
menores correntes, consequentemente menores potências e menores rendimentos [18]. No entanto,
para obter melhores rendimentos, uma irradiância mais elevada não origina diretamente rendimentos
mais elevados.
32
Figura 4.1 - Variação da característica I-V para diferentes irradiâncias e temperatura constante.
A temperatura de um módulo fotovoltaico, Tm, depende não só da temperatura ambiente (Tamb),
como também da irradiância (G) e da temperatura normal de funcionamento da célula fotovoltaica
(NOCT), demonstrada pela equação (19) [38]. O parâmetro NOCT é definido como a temperatura
atingida em circuito aberto pelas células fotovoltaicas em certas condições STC, pelo que a temperatura
do módulo será apenas linear em certas condições [14], [39]:
Irradiância incidente no painel solar de 800 W/m2;
Temperatura ambiente de 20 ºC;
Velocidade do vento de 1m/s.
20
800m amb
G NOCTT T
(19)
Ao variar apenas a temperatura do módulo fotovoltaico simulando assim a variação da
temperatura das diferentes horas de um dia com Sol, obtém a Figuras 4.2. Resultante da equação (2),
está representada a característica I-V de uma célula fotovoltaica, com irradiância constante. Constata-
se que ao aumentar a temperatura desde os 25 ᴼC marcado a azul na Figura 4.2 até à temperatura de
115 ᴼC marcado a vermelho na Figura 4.2, obtém-se menores tensões e posteriormente menores
potências de saída do painel fotovoltaico.
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.60
0.5
1
1.5
2
2.5
Tensão [V]
Co
rren
te [
A]
1000 W/m2
800 W/m2
600 W/m2
400 W/m2
200 W/m2
33
Figura 4.2 - Variação da característica I-V para diferentes temperaturas e irradiância constante.
Na Figura 4.3, está representada a característica P-V, potência proveniente da multiplicação
da tensão com o resultado da equação (2) de uma célula fotovoltaica. Verifica-se que ao aumentar a
temperatura no painel desde os 25 ᴼC (marcado a azul na Figura 4.3), até aos 115 ᴼC (marcados a
vermelho na Figura 4.3) que a potência decresce cerca de 50%. Concluído e comprovando assim que
o aumento da temperatura num coletor solar PVT provoca uma redução direta do rendimento elétrico.
Figura 4.3 - Variação da característica P-V para diferentes temperaturas.
Ambas as variáveis, temperatura e irradiância, variam ao longo do curso de um dia. Assim
simulando a temperatura e irradiância de um dia com bastante exposição solar (dia de verão em
Portugal) obtém-se a título de exemplo a Figura 4.4 [15]. Sendo assim representado o rendimento
elétrico com as variações da temperatura do módulo calculada pela equação (20) assim como as
variações da irradiância ao longo do mesmo dia. Assim, como a temperatura do módulo num dia com
bastante exposição solar é elevada, atingindo os 60 graus Celsius (sem concentração solar), o
rendimento elétrico diminui (sensivelmente às 13h da Figura 4.4) como já demonstrado na Figura 4.3.
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.60
0.5
1
1.5
2
2.5
3
Tensão [V]
Corr
en
te [
A]
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.60
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
Tensão [V]
Potê
ncia
[W
]
25 ᴼC
40 ᴼC
65 ᴼC
115 ᴼC
25 ᴼC
40 ᴼC 65 ᴼC
115 ᴼC
34
Figura 4.4 - Curva do rendimento elétrico ao longo de um dia.
4.2 Rendimento térmico do painel
Em relação ao rendimento térmico, com uma baixa temperatura (na ordem de Tref) no recetor
não se consegue transmitir tanta energia solar para o fluido, no entanto para os melhores rendimentos
deve-se ter uma temperatura do fluido semelhante à temperatura ambiente como se demonstrará de
seguida. Esta ideologia de se obter elevados rendimentos térmicos vai ao encontro do aumento dos
rendimentos elétricos das células fotovoltaicas, desde que a temperatura nas células não se afaste
muito da temperatura de referência.
Assim, para demonstrar a afirmação acima recorre-se à curva de eficiência térmica ilustrada na
Figura 4.5. A curva de eficiência térmica é obtida através do rendimento térmico em função de
(TEXP-Tamb)/G.
Para o cálculo do rendimento térmico é necessário calcular o fator de remoção do coletor PVT,
FR, sendo este um fator que relaciona a quantidade real de energia útil com a máxima quantidade de
energia que pode ser absorvida, e é dado pela equação (20)
p out in
R
total abs L in amb
mC T TF
A G U T T
(20)
onde UL representa o coeficiente de perda de energia pelo coletor em W/(m2·K) e Gabs representa a
radiação absorvida pelo recetor em W/m2 [40].
Chegando finalmente à equação (21) do rendimento térmico que além de ser afetada pelo fator
de remoção, FR, é também afetado pelo coeficiente de correção, (τα) em que τ representa a
transmissividade e α a absortividade [40], [41].
0 5 10 15 200
2
4
6
8
10
12
14
16
18
Horas do dia [h]
Rendim
ento
elé
ctr
ico [
%]
35
EXP ambT r r L
T TF F U
G
(21)
A representação da curva de eficiência térmica, proveniente da equação (22) está ilustrada na
Figura 4.5.
Figura 4.5 - Curva de eficiência térmica.
Pela curva de eficiência térmica pode-se constatar que o rendimento térmico é inversamente
proporcional à diferença de temperaturas, ou seja, com o aumento da diferença das temperaturas TEXP
e Tamb diminui o rendimento térmico. No entanto, a temperatura não é o único fator que deve ser
considerado no rendimento térmico, podendo ser adicionado às perdas térmicas a irradiância, o
isolamento térmico, a velocidade do vento em redor do coletor, o material da superfície de absorção,
entre outros. [41].
0 0.005 0.01 0.015 0.02 0.025 0.03 0.035 0.040.35
0.4
0.45
0.5
0.55
0.6
0.65
0.7
(TEXP
- Tamb
)/G [K/(W/m2)]
Rendim
ento
térm
ico [
%]
36
37
5 Resultados 2D do recetor
5.1 Método de elementos finitos
O Método dos Elementos Finitos (MEF) é uma análise matemática que divide um grande
problema em elementos finitos menores e mais simples. O MEF consiste na discretização de uma
superfície contínua em pequenos elementos, mantendo as propriedades iniciais. Cada elemento da
superfície analisado está associado a uma equação diferencial parcial que é resolvida através de
modelos matemáticos. Assim, o MEF utiliza métodos matemáticos para calcular as propriedades da
superfície e quanto maior for a discretização da superfície mais elementos existirão e menor será o erro
de cálculo [42].
Para a realização do modelo térmico do CPVT recorreu-se a um programa de elementos finitos,
no qual foi utilizada uma grelha extrafina para determinar com maior detalhe as diferentes temperaturas
que afetam todo o painel. O estudo do modelo do recetor do CPVT da Solarus AB resultou na Figura
5.1, a qual contém 23595 elementos.
Figura 5.1 - Representação do nível da grelha utilizada no trabalho (extrafina).
5.2 Influência do caudal num painel PVT
De modo a demonstrar a importância do fluido de refrigeração (neste caso a água) no CPVT,
foram realizadas simulações térmicas do recetor onde se encontram as células fotovoltaicas e os canais
de água. Com estas simulações pretende-se comparar os diferentes desempenhos elétricos e salientar
a importância do arrefecimento.
Para poder comparar as diferentes simulações de caudais de água todos os aspetos
climatéricos (vento, temperaturas e radiação solar) e aspetos físicos (dimensões, características dos
materiais) deverão ser iguais, sendo apenas a única diferença a circulação de água nos canais. Para a
simulação com caudal, foi imposto um fluxo em litros por segundo, e para a simulação sem caudal, o
38
fluxo de água é zero, ou seja, existe água no interior do recetor, mas esta não circula (simulação da
temperatura de estagnação).
5.2.1 Recetor com arrefecimento
Na seguinte simulação, Figura 5.2, com a água a fluir nos canais entre as camadas das células
fotovoltaicas, a temperatura da água atingiu os 28 ᴼC. No entanto, os valores da temperatura da água
são inferiores às temperaturas registadas nas camadas de silicone junto das células fotovoltaicas. É
com esta técnica de refrigeração que se consegue diminuir a temperatura excessiva que afeta o
desempenho das células fotovoltaicas, e ao mesmo tempo aproveita-se a energia térmica retirada do
painel através do fluxo da água.
Figura 5.2 - Simulação do painel com fluxo de água.
5.2.2 Recetor sem arrefecimento
Para a simulação térmica do painel sem fluxo de água, Figura 5.3, as temperaturas são um
pouco mais elevadas, atingindo os 174 ᴼC (de acordo com a temperatura de estagnação anunciada
pela Solarus AB). Com estas elevadas temperaturas, as células fotovoltaicas seriam danificadas uma
vez que a sua temperatura máxima de trabalho tinha sido excedida.
39
Figura 5.3 - Simulação do painel sem fluxo de água.
Comparando a temperatura máxima das 2 simulações, constata-se que existe uma diferença
de mais de 100 ᴼC. As vantagens da utilização dos fluxos de água para arrefecimento do painel são
notórias em termos das temperaturas que se obtêm no recetor e nas células fotovoltaicas. No entanto,
para se poder assegurar este sistema de arrefecimento é necessário um maior investimento em mais
equipamento, tal como uma bomba de água para poder controlar o caudal que circula no painel.
5.3 Rendimento elétrico do CPVT
O refletor tem um papel fundamental na captação e distribuição da radiação solar para a parte
inferior do recetor. Ou seja, uma má distribuição da radiação solar tem um elevado impacto no
rendimento das células fotovoltaicas, uma vez que as células ao ficarem sombreadas criam uma
resistência ao fluxo de eletrões gerados, originando pontos quentes. Para o caso em que a radiação
solar é demasiado concentrada, a temperatura nessa posição do recetor também irá ser mais elevada,
levando a um menor rendimento por parte das células fotovoltaicas. Para obter o melhor desempenho,
o concentrador deverá distribuir a radiação incidente da melhor forma possível e ao mesmo tempo
concentrá-la no recetor sem perdas, ou seja, sem radiação refletida para fora do coletor.
De seguida é analisada a incidência solar do CPVT da Solarus AB com 18 secções, com uma
geometria bastante aproximada à original e representada na Figura 5.4. A análise foi realizada para
Lisboa e Gävle, onde as temperaturas e radiação solar são distintas.
40
Figura 5.4 - CPVT da Solarus AB com 18 secções6.
Depois de simulada a distribuição da radiação solar que incide no refletor e posteriormente
atinge o recetor inferior7, foi simulada a distribuição da temperatura com um programa de elementos
finitos a fim de determinar as diferentes temperaturas ao longo do recetor para conseguir determinar o
rendimento elétrico das células fotovoltaicas. Os valores utilizados das correntes e tensões das células
fotovoltaicas nas condições normalizadas para testes foram: Icc = 3.53 A; Vca = 24.03 V; Vmp = 19.49 V;
Imp = 3.22 A.
Determinada a radiação solar proveniente do refletor e a temperatura através de um programa
de elementos finitos, é assim possível obter o rendimento das células fotovoltaicas segundo a sua
corrente (Imp), a sua tensão (Vmp), a radiação solar (G) e a área das células fotovoltaicas (Acell) através
da equação (22)
Imp mp
PV
cell cell
VP
G A G A
(22)
Após obter o rendimento das células, foi calculado o rendimento com a mesma radiação solar,
mas à temperatura de 25 ᴼC (temperatura de referência). Da subtração dos dois rendimentos resulta
na variação que se ganha/perde em comparação com a temperatura de 25ᴼC, representada nas
Figuras 5.5 e 5.6 para Portugal e Suécia respetivamente.
6 Por amável autorização de Catarina Barata. 7 Dados provenientes das simulações da Catarina Barata.
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 0.45
0
0.05
0.1
0.15
0.2
41
Figura 5.5 - Variação do rendimento (rendimento simulado menos rendimento com a temperatura de 25 ᴼC
constante) para Lisboa, Portugal.
Figura 5.6 - Variação do rendimento mantendo a temperatura média do painel a 25 ᴼC para Gävle, Suécia.
Pela Figura 5.5 referente a Portugal constata-se que entre os meses de Maio a Outubro devido
às altas temperaturas que se registam, o rendimento elétrico das células fotovoltaicas diminui. No
entanto, no inverno quando as temperaturas são menores que a temperatura de referência já se
consegue um maior rendimento em relação ao rendimento com uma temperatura de 25 ᴼC. Uma
possível solução para controlar as temperaturas excessivas no verão poderia ser o aumento do fluxo
de água que circula no recetor.
Para o caso da Suécia, onde as temperaturas são essencialmente mais reduzidas em relação
à temperatura de referência (25 ᴼC) a variação do rendimento é sempre negativa, representada na
Figura 5.6. Deste modo, para regiões mais frias (comparadas com Portugal) as elevadas temperaturas
provocadas pelo ambiente têm um menor impacto, assim há que evitar as altas temperaturas
provocadas pelo sombreamento e pela má distribuição do concentrador.
Para a redução de elevadas temperaturas provocadas por fatores naturais é usado o método
de arrefecimento, através de uma maior ou menor velocidade da água no interior do painel. Para evitar
as altas temperaturas provocadas pelo sombreamento no recetor inferior, este terá que ser otimizado
(geometricamente). Comparando o caso ideal, radiação solar totalmente distribuída pelo concentrador,
com o caso simulado para as duas regiões em estudo tem-se as Figuras 5.7 e 5.8.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12-1
-0.5
0
0.5
1
Va
riaçã
o d
o r
end
ime
nto
elé
tric
o [
%]
Tempo [meses]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
-2.5
-2
-1.5
-1
-0.5
0
Variação d
o r
endim
ento
elé
tric
o [
%]
Tempo [meses]
42
Figura 5.7 - Simulação do rendimento simulado (traço contínuo) e do rendimento com radiação solar uniforme
(tracejado) ao longo do ano para Portugal.
Figura 5.8 - Simulação do rendimento simulado (traço contínuo) e do rendimento com radiação solar uniforme
(tracejado) ao longo do ano para a Suécia.
No caso ideal, todos os rendimentos elétricos mensais simulados são superiores, tanto para
Portugal como para a Suécia. Tendo uma secção sombreada, como por exemplo o mês de Janeiro ou
Novembro em Portugal e na Suécia, o rendimento elétrico cai cerca de 2,5% em relação à média anual.
Em suma, com a melhoria da distribuição da radiação solar no recetor, a distribuição de
temperaturas torna-se mais uniforme. A eliminação dos pontos quentes provocados pelo
sombreamento e/ou pela excessiva concentração solar resultam em rendimentos elétricos maiores e
mais uniformes ao longo do ano tanto para Portugal como para a Suécia.
0 2 4 6 8 10 1217
18
19
20
21
22
Re
ndim
en
to e
létr
ico
[%
]
Tempo [meses]
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1210
12
14
16
18
20
22
Tempo [meses]
Re
ndim
en
to e
létr
ico
[%
]
43
6 Resultados 3D do recetor
Após a realização das simulações a duas dimensões, com um corte transversal do recetor,
procedeu-se às simulações a 3 dimensões, que fornece dados sobre a variação da temperatura da
água, a variação da temperatura nas células fotovoltaicas, a variação da temperatura ao longo da
camada de silicone e a alteração da temperatura desde o topo até à base do painel. Tal como na análise
a 2 dimensões apenas será analisado 1 recetor dos 2 existentes no coletor devido à sua igualdade.
6.1 Condições iniciais da simulação
Ao realizar um novo objeto no programa de elementos finitos, tal como na simulação a 2
dimensões, foi necessário criar uma nova grelha. Devido às elevadas dimensões em comparação com
o desenho a 2 dimensões, esta nova grelha contém muitos mais elementos (552628 elementos),
demorando assim mais tempo a produzir a simulação.
Algumas normalizações sobre o painel e meio ambiente envolvente foram assumidas para
realizar este estudo sobre o recetor PVT, tais como:
1. Uma irradiância de 900 W/m2 com uma temperatura ambiente de 305 K (valores normais
registados no mês de Agosto em Portugal, Lisboa) [15];
2. O refletor tem um fator de concentração igual a 1,7 e toda a radiação incidente está distribuída
ao longo do recetor de forma uniforme;
3. A velocidade do vento é nula;
4. Não existe pó ou nenhum outro objeto a efetuar sombreamento sobre o recetor;
5. O coeficiente de transferência de calor do recetor para o meio envolvente é de 6 W/(m2∙K);
6. O circuito de água está em aberto, ou seja, é colocada uma temperatura inicial quando a água
entra no recetor e esta devido às condições envolventes simula uma temperatura de saída da
água;
7. A água circula com uma pressão e velocidade constantes ao longo do canal de água.
O programa de elementos finitos foi utilizado para simular as variações de temperatura ao longo
do recetor utilizando as equações descritas e enumeradas no capítulo 2.5.1. As simulações foram
realizadas no modo estacionário, em que os modelos físicos utilizados foram a transferência de calor
em sólidos e a transferência de calor em líquidos.
44
6.2 Simulação sem sombreamento
Com as normalizações no recetor e meio envolvente foi realizada uma simulação, ilustrada na
Figura 6.1, para entender melhor as variações de temperatura nas camadas superior e inferior do
recetor. Todas as dimensões consideradas nas simulações estão em milímetros, as escalas de
temperatura estão em graus Celsius e para este caso o fluxo de água que atravessa o recetor é de
2 litros por minuto, ou seja, a água tem uma velocidade de aproximadamente 0,867 m/s.
Figura 6.1 - Simulação do recetor superior (lado esquerdo) e recetor inferior (lado direito).
Para poder ser mais rigoroso e entender melhor como variam as temperaturas no painel foram
retirados os seguintes gráficos representados nas Figuras 6.2 e 6.3.
Na Figura 6.2 estão representadas as variações da temperatura ao longo do recetor, na parte
superior (linha a tracejado) e inferior (linha continua), ou seja, desde o local da entrada da água até ao
local de saída da água. À medida que se avança no painel, este começa a ter uma temperatura mais
elevada devido ao fluxo de calor vindo do exterior o que leva ao aquecimento da água quando esta sai
do recetor.
Na Figura 6.3 estão representadas as variações da temperatura desde a parte superior do
recetor até à parte inferior, no local de entrada da água (linha tracejada) e no local de saída da água
(linha contínua). No local de entrada da água, esta tem uma temperatura constante, como o alumínio
tem uma grande condutividade térmica a temperatura é sensivelmente a mesma. Quando se atinge a
camada de silicone a temperatura começa a variar tanto na camada de silicone superior como na
camada inferior. No local de saída da água todas a temperaturas são mais elevadas em relação ao
local de entrada da água. A variação de temperatura na saída de água verifica-se desde o ponto 4,5
mm até ao ponto 8 mm, passando a existir água a diferentes temperaturas ao contrário do que se
registou no local de entrada da água.
45
Figura 6.2 - Variação da temperatura ao longo do painel na parte superior (linha tracejada) e na parte inferior
(linha contínua).
Figura 6.3 - Variação da temperatura desde a parte superior até à parte inferior do recetor, na entrada da água
(linha tracejada) e na saída da água (linha contínua).
Para exemplificar de uma forma mais clara, a variação da escala de temperaturas foi alterada
de forma a destacar ainda mais as variações ao longo painel. Assim, na Figura 6.4 tem-se do lado
esquerdo o recetor superior com uma escala de temperatura de 32 a 36 graus Celsius e do lado direito
o recetor inferior, com uma escala de temperatura de 40 a 44 graus Celsius.
Figura 6.4 - Variação da temperatura com a escala alterada ao longo do recetor superior (lado esquerdo) e inferior (lado direito).
0 500 1000 1500 200032
34
36
38
40
42
Arc length [mm]
Te
mp
era
ture
[ºC
]
0 2 4 6 8 10 1215
20
25
30
35
40
45
Te
mp
era
ture
[ºC
]
Arc length [mm]
Água
Alu
mín
io Silicone Silicone
Alu
mín
io
46
6.3 Simulação com sombreamento
Após a realização da simulação com uma distribuição perfeita da irradiância no recetor superior
e inferior, procedeu-se a uma simulação onde se terá uma parte sombreada, uma parte com menor
irradiância em relação à irradiância direta e outra com a radiação solar concentrada. Esta simulação
com sombreamento tenta não só simular a não uniformidade dos raios solares provenientes do
concentrador, como também o efeito de sombreamento da estrutura de suporte do CPVT [34].
Ilustrando assim a simulação tem-se na Figura 6.5, a área sombreada (1), a área com uma
irradiância inferior à irradiância direta (2), a área com irradiância com um fator de concentração de
1.7 (3) e por fim a área com irradiância direta no recetor superior (4).
Todas as outras variáveis, como o vento, a velocidade do fluido, entre outras, permaneceram
constantes em relação à simulação com a irradiância bem distribuída. No entanto, a influência da
distribuição da irradiância na parte inferior do recetor é bastante significativa, alterando assim a variação
linear da temperatura que se verificou na Figura 6.2.
Tal como na simulação anterior a irradiância direta não se alterou, tendo esta um valor de
900 W/m2, a parte 1 do recetor como estava sombreada tinha uma irradiância de G=0 W/m2, a parte 2
do recetor tinha apenas uma percentagem da irradiância direta, ou seja, G=360 W/m2, a parte 3 do
recetor como já referido está sob concentração solar, ou seja, G=1530 W/m2, fazendo com que seja a
parte com a temperatura mais elevada do recetor.
Figura 6.5 - Recetor superior com irradiância uniforme (esquerda) e inferior com irradiância não uniforme (direita).
Analisando a temperatura no silicone ao longo do recetor, ilustrada na Figura 6.6, pode-se
verificar uma grande discrepância entre esta figura e a Figura 6.2. Uma vez que existe uma parte
sombreada no recetor esta não irá aquecer devido à falta de radiação solar. No entanto, como as
células fotovoltaicas estão sombreadas (G=0 W/m2) podiam criar pontos quentes no recetor, mas a
existência de díodos de contorno em paralelo com os grupos de células fotovoltaicas evita este
problema. Contudo, a diminuição da potência de saída das células do recetor é inevitável e o conjunto
3
1
2 4
47
de células que está sombreado produz uma potência nula. As partes que recebem uma menor
irradiância produzem energia elétrica, no entanto, como a irradiância é bastante menor o rendimento
não será tão elevado como o desejado.
Figura 6.6 - Variação da temperatura ao longo do painel na parte superior (linha tracejada) e na parte inferior (linha contínua) para uma irradiância não uniforme.
Na Figura 6.7 apresenta-se as variações da temperatura transversal (desde o recetor superior
até ao recetor inferior) à entrada do recetor e à saída do recetor. Verifica-se a perda de temperatura à
saída do recetor inferior (local sombreado), tendo esta um valor mais baixo em relação à temperatura
à saída do recetor superior.
Figura 6.7 - Variação da temperatura desde a parte superior até à parte inferior no local de entrada da água (linha tracejada) e no local de saída da água (linha contínua).
Detalhando a variação da temperatura à saída do canal para a água, tem-se a Figura 6.8 onde
se constata uma variação positiva da temperatura desde o centro da elipse até à sua fronteira. Com
isto, pode-se dizer que se tem um regime laminar do fluido que circula dentro dos canais para a água.
0 500 1000 1500 2000 2500
25
30
35
40
Tem
pera
ture
[ºC
]
Arc length [mm]
0 2 4 6 8 10 12
20
22
24
26
28
30
32
34
36
Arc length [mm]
Te
mp
era
ture
[ºC
]
48
Figura 6.8 - Regime laminar na saída de um canal para a água do recetor.
Os principais regimes de fluxo de fluido são o laminar e o turbulento. Sendo o regime laminar
caracterizado pela baixa agitação das camadas do fluido e as diferentes secções do fluido deslocam-
se em planos paralelos. No regime turbulento, as partículas do fluido misturam-se de uma forma não
linear formando remoinhos [43].
Para se poder definir o tipo de regime, recorre-se ao número adimensional de Reynolds (Re)
que é dado pela equação (23). Este valor é resultante da razão entre as forças de inércia e as forças
de viscosidade/fricção [43], [44].
2
Reu u L
u v
L
(23)
Onde:
ρ = Densidade (kg/m3);
u = Velocidade do fluido no canal (m/s);
μ = Viscosidade dinâmica (Ns/m2);
L = Comprimento do canal (m);
v = μ / ρ = Viscosidade cinemática (m2/s).
Determinando o valor do número de Reynolds, consegue-se determinar o tipo de regime do
fluido mesmo sem ter realizado nenhuma simulação ou experiência. Para fluidos em circulação em
canais/tubos tem-se os seguintes regimes [43]:
Regime laminar – Re < 2300;
Regime transitório – 2300 < Re < 4000;
Regime turbulento – Re > 4000.
49
Para este caso, se existisse um regime turbulento em vez de um regime laminar não se teria
uma variação de temperatura tão elevada (mínimo=20 ᴼC e máximo=22,6 ᴼC). Um regime mais
turbulento resultaria numa homogeneização da temperatura da água ao longo do canal.
6.4 Simulação e resultados experimentais
De forma a validar o programa de simulação, criado com distribuição uniforme da irradiância e
fator de concentração de 1.7 no recetor inferior, este foi comparado com dados experimentais cedidos
pelo engenheiro João Gomes da Solarus AB. Os dados experimentais estão detalhados nas Tabela 7,
8 e 9, onde se pode encontrar 5 características que definem o meio envolvente: Temperatura de entrada
da água; Temperatura de saída da água; Fluxo de água; Temperatura ambiente; Irradiância. A principal
característica a comparar é a temperatura de saída da água. Assim para o teste nº 1 obteve-se um erro
relativo de 2,695 %, para o teste nº 2 o erro relativo foi de apenas 0,612 % e finalmente no teste nº 3 o
erro relativo foi de 3,469 %.
Enquanto algumas características das condições do meio envolvente são iguais, outras
características tais como o vento, possíveis sombreamentos, distribuições não uniformes por parte do
refletor, entre outras, influenciam as variações de temperatura presentes no CPVT.
Tabela 6 - Teste nº 1 da temperatura de saída da água experimental versus simulação.
Características Dados
Experimentais Dados da Simulação
T_entrada (°C) 31,7 31,7
T_saida (°C) 33,4 32,5
Fluxo (l/min) 2,21 2,21
T_amb (°C) 22,2 22,2
Irradiância (W/m²) 964 964
Tabela 7 - Teste nº 2 da temperatura de saída da água experimental versus simulação.
Características Dados
Experimentais Dados da Simulação
T_entrada (°C) 48 48
T_saida (°C) 49 48,7
Fluxo (l/min) 2,21 2,21
T_amb (°C) 17,8 17,8
Irradiância (W/m²) 968 968
50
Tabela 8 - Teste nº 3 da temperatura de saída da água experimental versus simulação.
Características Dados
Experimentais Dados da Simulação
T_entrada (°C) 39,6 39,6
T_saida (°C) 41,8 40,35
Fluxo (l/min) 2,16 2,16
T_amb (°C) 21,9 21,9
Irradiância (W/m²) 921 921
6.5 Simulação Portugal versus Suécia
De modo a comparar o desempenho do CPVT da Solarus AB para diferentes locais, foi
realizada uma simulação para 2 locais distintos, Suécia e Portugal. Estes países têm temperaturas,
radiações solares e altitudes solares bastantes diferentes entre si. Para realizar uma simulação mais
próxima da realidade foi considerada a existência sombreamento numa ponta do recetor inferior. Este
sombreamento é devido à estrutura de suporte que dependendo da altitude do Sol, provoca mais ou
menos sombreamento no recetor inferior.
Na Figura 6.9, está demonstrado como é provocado o sombreamento das células fotovoltaicas
pela estrutura do CPVT através do movimento do Sol. Ou seja, para altitudes solares baixas a estrutura
provoca um maior sombreamento no recetor e à medida que o Sol aumenta a sua altitude solar o
sombreamento diminui [34].
Figura 6.9 - Sombreamento das células fotovoltaicas provocado pela estrutura ao longo do dia (adaptado de [34]).
RECETOR
REFLETOR
ESTRUTURA
MOVIMENTO
DO SOL
51
Na simulação foram utilizados valores referentes ao mês de Junho, assim para Portugal a
temperatura ambiente utilizada foi de 30 ºC com um irradiância de 767 W/m2, para a Suécia foi utilizada
uma temperatura ambiente de 20 °C e uma irradiância de 491 W/m2 [15].
A distribuição da radiação solar é efetuada pelo refletor de alumínio com um alto fator de
reflecção. De modo a facilitar e a determinar com maior precisão os cálculos foi discretizado o recetor
inferior em 6 secções com menor complexidade. Assim, foram obtidas as irradiâncias tanto para
Portugal como para a Suécia, resultando numa distribuição pelas 6 secções descrita pela Tabela 9.
Tabela 9 - Irradiâncias para as diferentes secções em Portugal e na Suécia8.
Secção do
recetor inferior
Irradiância em Portugal
[W/m2]
Irradiância na Suécia
[W/m2]
1 391,56 2041,11
2 1686,12 1058,92
3 2037,73 828,72
4 1790,10 332,51
5 1510,32 414,36
6 103,88 1588,58
Utilizando uma inclinação do CPVT de zero graus e um fluxo fixo de 2 litros por minutos para
ambas as simulações foram obtidas as Figuras 6.10 e 6.11 referentes à Suécia e a Portugal
respetivamente, onde se ilustram os recetores inferiores, uma vez que são estes que sofrem
sombreamento da estrutura e têm uma irradiância não uniforme ao longo das suas diferentes secções.
Figura 6.10 - Simulação do recetor inferior com a distribuição da radiação solar para a Suécia.
8 Valores cedidos com autorização da Catarina Barata.
52
Figura 6.11 - Simulação do recetor inferior com a distribuição da radiação solar para Portugal.
Uma vez que os 2 países se encontram a diferentes latitudes e a inclinação do CPVT é igual
(zero graus) a distribuição da radiação solar foi diferente, provocando diferentes temperaturas ao longo
dos recetores. Para a simulação da Suécia foi obtida uma temperatura média na superfície do recetor
inferior de 34,10 ºC e um rendimento elétrico de 19,14%, já para Portugal a temperatura média na
superfície do recetor inferior foi de 37,57 ºC e obteve um rendimento de 18,86%.
Uma vez que o CPVT, mais especificamente o refletor, foi concebido para latitudes terrestres
iguais à da Suécia, este irá apresentar melhores resultados para essas latitudes. Apesar de existir uma
maior irradiância em Portugal relativamente à Suécia, não quer dizer que as células fotovoltaicas
atingem rendimentos mais elevados. Assim, para retirar o máximo rendimento das células fotovoltaicas
é preciso adequar a inclinação do painel em função da sua localização, uma vez que a produção de
um refletor para cada latitude é economicamente dispendiosa. O controlo do fluxo de água para otimizar
a temperatura das células fotovoltaicas também é um fator de elevada importância no rendimento final.
6.6 Rendimento elétrico em função do fluxo
De modo a retirar o máximo proveito da energia solar incidente no CPVT, dever-se-á controlar
o fluxo de água que passa no recetor com o intuito de o arrefecer. Caso não existisse este fluxo de
água, o painel atingia elevados valores de temperatura (temperatura de estagnação) como já provado
no capitulo 5.2.2 e ilustrado em três dimensões na Figura 6.12, onde o recetor atinge temperatura de
na ordem dos 190 °C.
53
Figura 6.12 - Temperatura de estagnação do CPVT em 3D.
Uma vez que se torna tão importante a utilização de um fluido de refrigeração também deverá
ser importante quantificar os melhores valores de fluxo. À medida que se aumenta a velocidade do
fluxo também se gasta uma maior quantidade de energia elétrica na bomba de água, no entanto, com
um maior fluxo consegue-se retirar mais calor do recetor, reduzindo assim a temperatura das células e
aumentando a sua eficiência.
A Figura 6.13 foi obtida para os valores de Portugal utilizados no capítulo 6.5 e relaciona o
rendimento elétrico em função do fluxo do fluido de refrigeração em litros por minuto. Podem-se
destacar 3 regiões com elevada importância. A primeira região situa-se nos valores de fluxo próximos
de zero l/min, esta região exprime a necessidade da existência de um fluido de refrigeração por muito
baixo que seja o seu fluxo. A segunda região encontra-se entre os caudais de 0,5 l/min e 2 l/min, esta
região revela os melhores caudais para este caso, uma vez que consegue obter quase os valores
máximos de rendimento elétrico e ao mesmo tempo utiliza valores baixos de fluxo, diminuindo os gastos
de energia elétrica para impor o fluxo. A terceira região regista-se a partir dos 4 l/min, esta situação não
é benéfica, uma vez que se impõe elevados fluxos e, no entanto, apenas se obtêm pequenas variações
positivas no rendimento elétrico.
Figura 6.13 - Variação do rendimento elétrico em função do fluxo do fluido de refrigeração.
0 1 2 3 4 5 6 7 817.8
18
18.2
18.4
18.6
18.8
19
Fluxo [litros/minuto]
Rendim
ento
elé
tric
o [
%]
54
Dado que existe tecnologia atual que consegue variar o fluxo de água para otimizar as
temperaturas das células fotovoltaicas e da água que percorre o recetor do CPVT, então é preciso
determinar qual o fluxo mínimo de trabalho que não danifique nenhum material, em particular as células
fotovoltaicas (material mais caro e mais sensível do CPVT).
Uma vez que a temperatura máxima de trabalho das células fotovoltaicas monocristalinas anda
na ordem dos 85°C, então o caudal mínimo para Portugal é de 0.025 l/min. Contudo, o vento e outros
fatores podem influenciar a temperatura do recetor. Assim utilizando uma margem de segurança de
20% para não atingir o limite máximo de trabalhos das células fotovoltaicas tem-se um limite mínimo
para o fluxo de água de 0.03 l/min [45], [46].
55
7 Conclusões
As influências do meio ambiente determinam por completo todo o desempenho de um coletor solar
hibrido. Assim, os estudos e adaptações ao meio ambiente são fulcrais para se poder aproveitar a
energia solar com os melhores rendimentos.
Concluindo assim, que a temperatura e a irradiância são dois dos fatores que mais influenciam
tanto a parte elétrica como a parte térmica. Na componente elétrica, tem-se as correntes e tensões das
células fotovoltaicas, nomeadamente a corrente de curto-circuito (Icc), a tensão de circuito aberto (Vca),
a corrente de potência máxima (Ipm) e a tensão de potência máxima (Vpm). Pela variação apenas da
temperatura obtêm-se diferentes correntes inversas de saturação (I0) e diferentes valores de potencial
térmico (VT). Na componente térmica, tem-se a quantidade de calor absorvido pelo fluido (água), caso
este obtenha um alto valor em relação à temperatura ambiente então o rendimento térmico diminuirá
como visto no capítulo 4.2.
Quanto às formas dos canais para a água, foram testadas 4 diferentes formas, todas com a mesma
área aproximadamente: o quadrado, o retângulo, o círculo e a elipse. Destas formas mais comuns, foi
a elipse que se destacou de uma forma geral. Pois foi a forma que apresentou uma melhor uniformidade
da temperatura do fluido no seu interior (não apresentando pontos quentes devido à inexistência de
vértices), e apresentou uma maior área de contacto, ou seja, tem uma maior área que facilita a
transferência de calor.
Este trabalho teve como base um programa de elementos finitos capaz de simular as interações
do meio ambiente sobre o painel e assim poder analisar as reações das diferentes camadas do painel
às diferentes temperaturas e radiações solares. Foi assim possível simular o painel a 2 dimensões com
um corte na transversal e a 3 dimensões.
A 2 dimensões foi simulada a influência do fluido de arrefecimento para o CPVT da Solarus AB,
demonstrou-se fundamental que devido às altas temperaturas o painel poderia ser bastante afetado.
Devido às baixas dimensões do recetor e à existência do concentrador solar, os níveis de irradiância
tornam-se bastantes elevados para dias com muita radiação solar e sem sombreamento. Como foi
simulado, a temperatura de estagnação (água parada dentro dos canais do recetor) atingiu os 174 ᴼC,
valor bastante próximo do apresentado pela Solarus AB. Para a simulação com o fluido em circulação
os valores das temperaturas, tanto do painel como da água descem bastante uma vez que o calor é
retirado através da circulação de água para um reservatório, diminuindo a temperatura das células e
aproveitando o calor térmico que foi transmitido para o fluido.
As variações do rendimento elétrico são normais ao longo do ano devido às diferentes alterações
climatéricas que se registam. No entanto, a desigualdade da radiação solar ao longo do recetor inferior
e a existência de sombreamento provocados pelo refletor intensificam as perdas das células
fotovoltaicas. Em média, as perdas do rendimento elétrico simulado em comparação com o rendimento
uniforme atingiram os 1.08 % para Portugal e 3.49% para a Suécia.
Na simulação a 3 dimensões o principal objetivo era visualizar as variações da temperatura
longitudinalmente e transversalmente no painel. Para uma simulação com radiação solar
uniformemente distribuída os valores da temperatura são uniformemente crescentes à medida que a
56
água vai percorrendo o recetor. Contudo, o mesmo não se verifica nos casos de sombreamento e/ou
irregularidades da radiação solar no recetor inferior provocadas pelo refletor. Com as diferentes
irradiâncias no recetor inferior o desempenho das células fotovoltaicas modifica-se por completo. Caso
não haja tanta irradiância o rendimento decresce como já demonstrado anteriormente, e para os casos
em que não haja nenhuma irradiância (G=0 W/m2), ou seja, sombreamento, os díodos de contorno
entram em condução e todos os conjuntos que estejam sobre sombreamento deixam de gerar corrente,
diminuindo assim a potência de saída e consequentemente o rendimento elétrico de todo o painel. O
fluido de refrigeração é um componente vital neste CPVT, contudo, a otimização do fluxo do fluido deve
ser ajustada. Assim para o caso de Portugal, nas condições de teste descritas anteriormente, o fluxo
deverá estar entre os 0,5 l/min e os 2 l/min e nunca se deverá permitir fluxos abaixo dos 0,03 l/min, pois
as células fotovoltaicas de silício monocristalino atingiriam a sua temperatura de trabalho máximo
(85ᴼC).
57
8 Trabalho futuro
À medida que tecnologia avança novos melhoramentos vão surgindo e diretamente ou
indiretamente o painel da Solarus AB pode vir a beneficiar. Aspetos do CPVT como o refletor, células
fotovoltaicas e até mesmo os materiais que constituem o recetor podem e devem ser alvo de estudo
de modo a aperfeiçoar sempre na globalidade o desempenho do coletor.
A camada de silicone que existe por cada face do recetor é neste momento o segundo
componente mais caro do CPVT, sendo as células fotovoltaicas o mais caro. Com este facto, torna-se
necessário reduzir ou encontrar um novo material, em substituição do silicone, que consiga os mesmos
ou melhores resultados, mas a preços inferiores de modo a que o custo de fabrico seja menor e
consequentemente o tempo de retorno do investimento diminua.
Em alguns países a variação das temperaturas ao longo do ano é bastante significativa, e em
certos casos pode variar mais de 30 ᴼC ao longo de um dia (locais como o deserto por exemplo). Deste
modo, pode tornar-se necessário adequar e aperfeiçoar o sistema de arrefecimento do recetor. A
variação do fluido de arrefecimento pode deste modo, ajudar a obter um maior controlo da temperatura
no painel alcançando maiores rendimentos. Contudo, este controlo tem custos associados,
nomeadamente num microcontrolador para a regulação do fluxo de água.
58
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