instalação e operação das usinas solares do laboratório de...
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Instalação e operação das Usinas Solares
do Laboratório de Hidrogênio da
Coppe/UFRJ: um estudo de caso
Adriano Feltre Merlo
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia de Materiais da
Escola Politécnica, Universidade
Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários a obtenção
do título de Engenheiro de Materiais.
Orientador: Paulo Emilio Valadão de
Miranda
Co-Orientador: Ugo Andrea Icardi
Rio de Janeiro
Setembro de 2017
ii
Merlo, Adriano Feltre
Instalação e Operação das Usinas Solares do
Laboratório de Hidrogênio Adriano Feltre Merlo. – Rio de
Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2017.
VI, 73 p.: il; 29,7 cm.
Orientador: Paulo Emilio Valadão de Miranda
Projeto de graduação – UFRJ/Escola Politécnica/
Engenharia de Materiais, 2017.
Referências Bibliográficas: p. 72-73.
1. Fotovoltaico. 2. Sistemas fotovoltaicos
conectados à rede. 3. Análise técnica de usinas
fotovoltaicas. 4. Materiais utilizados em usinas
fotovoltaicas. I Paulo Emilio Valadão de Miranda II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola
Politécnica, Curso de Engenharia de Materiais. III
Instalação e Operação das Usinas Solares do
Laboratório de Hidrogênio.
iii
AGRADECIMENTOS
Sonhe com o que você quiser. Vá para onde você queira ir.
Seja o que você quer ser, porque você possui apenas uma vida
e nela só temos uma chance de fazer aquilo que queremos.
Tenha felicidade bastante para fazê-la doce. Dificuldades
para fazê-la forte. Tristeza para fazê-la humana. E
esperança suficiente para fazê-la feliz.
(Clarice Lispector)
Rio de Janeiro, 5 de Agosto de 2017
iv
Resumo do Projeto de Graduação apresentado ao DEMM/EP/UFRJ como
parte integrante dos requisitos necessários para a obtenção do grau de
Engenheiro de Materiais
INSTALAÇÃO E OPERAÇÃO DAS USINAS SOLARES DO LABORATÓRIO
DE HIDROGÊNIO DA UFRJ
ADRIANO FELTRE MERLO
Setembro/2017
Orientador: Paulo Emilio Valadão de Miranda
Curso: Engenharia de Materiais
Por conta de sua localização geográfica e características da matriz energética,
o Brasil dispõe de condições interessantes para o aproveitamento da geração
fotovoltaica. A partir de 2014, a resolução 482/2012 da ANEEL regulamenta a
micro e mini geração distribuída, e este trabalho tem como finalidade sintetizar
as etapas do projeto, instalação, procedimentos de conexão à rede elétrica e
operação de duas usinas fotovoltaicas. A análise é dividida em duas partes: (i)
Materiais utilizados em usinas solares, e (ii) Instalação e operação de usinas
fotovoltaicas.
v
Abstract of Undergraduate Project presented to DEMM/POLI/UFRJ as a partial
fulfillment of the requirements for the degree of Materials Engineer.
INSTALLATION AND OPERATION OF THE SOLAR POWER PLANTS OF
THE UFRJ HYDROGEN LABORATORY: A CASE STUDY
ADRIANO FELTRE MERLO
September/2017
Advisor: Paulo Emilio Valadao de Miranda
Course: Materials Engineering
Due to its geographic location and energetic matrix characteristics, Brazil has
interesting conditions to the exploitation of photovoltaic generation. Since 2014,
the 482/2012 resolution of ANEEL regulates the micro and mini distributed
generation, and this paper aims to synthesize the stages of the project,
installation, electric network connection procedure and operation of two
photovoltaic plants. The analysis is divided in two parts: (i) Materials used in
photovoltaic plants, and (ii) installation and operation of photovoltaic plants.
vi
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 1
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA DOS MATERIAIS .................................................. 2
2.1 Materiais Semicondutores ....................................................................................... 2
2.1.1 Silício ............................................................................................................... 4
2.1.2 Bandas de energia............................................................................................. 5
2.1.3 Condução de eletricidade ................................................................................. 6
2.1.4 Densidade de estados ....................................................................................... 8
2.1.5 Dopagem .......................................................................................................... 9
2.2 Metais .................................................................................................................... 12
2.2.1 Alumínio......................................................................................................... 12
2.2.2 Aço inoxidável ............................................................................................... 13
2.2.3 Cobre .............................................................................................................. 14
2.3.4 Corrosão ......................................................................................................... 15
3 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA ................................................................. 17
3.1 Radiação Solar ...................................................................................................... 17
3.1.1 O Sol ............................................................................................................... 17
3.1.2 Geometria Sol-Terra ....................................................................................... 18
3.1.3 Radiação Solar................................................................................................ 19
3.2 Células fotovoltaicas ............................................................................................. 20
3.2.1 Métodos de fabricação ................................................................................... 22
3.3 Efeito fotovoltaico ................................................................................................ 27
3.4 Ponto de máxima potência .................................................................................... 29
4 USINAS SOLARES FOTOVOLTAICAS ON-GRID ............................................ 30
4.1 Principais componentes ........................................................................................ 30
4.2 Instalação .............................................................................................................. 34
4.3 Operação e Manutenção ........................................................................................ 40
4.4 Modelos regulatórios ............................................................................................ 48
5 USINAS SOLARES DO LABORATÓRIO DE HIDROGÊNIO ........................... 50
5.1 Descrição dos casos .............................................................................................. 50
5.2 Simulações de geração de energia ........................................................................ 52
5.3 Instalação .............................................................................................................. 59
5.3.1 Estrutura metálica ........................................................................................... 60
5.3.2 Módulos fotovoltaicos e inversores ............................................................... 63
5.3.3 Captação de dados .......................................................................................... 68
5.3.4 Visibilidade do projeto ................................................................................... 68
vii
5.4 Operação ............................................................................................................... 69
5.4.1 Medição de geração de energia ...................................................................... 69
5.4.2 Manutenção .................................................................................................... 69
6 CONCLUSÃO ........................................................................................................ 71
7 BIBLIOGRAFIA ..................................................................................................... 72
viii
ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Exemplos de redes cristalinas ............................................................. 4 Figura 2: Níveis energéticos do Silício ............................................................... 4
Figura 3: Representação das ligações interatômicas do Silício ......................... 5 Figura 4: Bandas de energia .............................................................................. 5 Figura 5: Mecanismo de transporte de carga eletrônica .................................... 7 Figura 6: Silício dopado com fósforo ................................................................ 10 Figura 7: Diagrama de bandas com os níveis de energia dos estados doadores e suas ocupações ............................................................................................ 10 Figura 8: Silício dopado com Boro ................................................................... 11 Figura 9: Diagrama de bandas com os níveis de energia dos estados receptores e suas ocupações ........................................................................... 11 Figura 10: O Sol ............................................................................................... 17
Figura 11: Movimento da terra em relação ao Sol ............................................ 19 Figura 12: Variação anual da irradiância na terra ............................................. 20
Figura 13: Exemplo de uma célula solar .......................................................... 22 Figura 14: Representação do processo de fabricação Czochralski .................. 24 Figura 15: Representação do processo de fabricação Float zone ................... 25
Figura 16: Fotolitografia em células solares ..................................................... 26
Figura 17: Curva IxV ........................................................................................ 29 Figura 18: Representação das camadas de um módulo solar ......................... 31 Figura 19: Curva que relaciona a variação de corrente com a incidência solar 31
Figura 20: Curva que relaciona a temperatura das células com a corrente ..... 32 Figura 21: Ângulo Zenital ................................................................................. 32
Figura 22: Ângulo Azimutal .............................................................................. 33 Figura 23: Padrão de instalação de um sistema solar ...................................... 37 Figura 24: Exemplos de estrutura metálica de uma usina solar ....................... 38
Figura 25: Quadro elétrico usado em usinas solares ....................................... 39 Figura 26: Caixa de junção............................................................................... 40
Figura 27: Conectores elétricos ........................................................................ 40 Figura 28: Esquema de instação das usinas .................................................... 50
Figura 29: Local de instalação da Usina da Garagem ...................................... 51
Figura 30 Local de instalação da Usina da Garagem ....................................... 51 Figura 31: Resultado da Simulação de Energia ............................................... 53 Figura 32: Decomposição do raio solar incidente na superfície do módulo ..... 55 Figura 33: Raio solar como um vetor ............................................................... 55 Figura 34: Desenho técnico da estrutura metálica ........................................... 60
Figura 35: Antes e depois da instalação da estrutura metálica da Usina da Garagem .......................................................................................................... 60 Figura 36: Fixador da estrutura no telhado – parte de baixo ............................ 61 Figura 37: Fixador da estrutura no telhado – parte de cima ............................. 61 Figura 38: Estrutura metálica da Usina do Prédio ............................................ 62
Figura 39: Detalhamento do apoio cruzado na estrutura da Usina do Prédio .. 62 Figura 40: Layout de instalação dos módulos solares ...................................... 67
ix
ÍNDICE DE TABELAS Tabela 1: Família de semicondutores ................................................................ 3 Tabela 2: Natureza dos átomos em função de sua Energia de Gap ................. 6
Tabela 3: Nomenclatura ASTM das ligas de alumínio ...................................... 13 Tabela 4: Proriedades físicas e mecânicas da liga de Alumínio 1100 .............. 13 Tabela 5: Características do Sol ...................................................................... 18 Tabela 6: Comparativo entre diferentes tipos de células solares ..................... 21 Tabela 7: Requisições técnicas da ANEEL para homologação de uma usina . 35
Tabela 8: Requisições da Light para homologação de uma usina ................... 36 Tabela 9: Perdas em uma usina solar .............................................................. 41 Tabela 10: Medidas de causa, efeito e ação corretiva em módulos solares .... 44 Tabela 11: Medidas de causa, efeito e ação corretiva um inversores .............. 47 Tabela 12: Perdas consideradas no sistema.................................................... 56
Tabela 13: Resultado da simulação analítica ................................................... 58 Tabela 14: Comparação da simulação entre os cenários considerados .......... 58
Tabela 15: Propriedades físicas e elétricas dos módulos solares .................... 63
Tabela 16: Coeficientes de operação dos módulos solares ............................. 64 Tabela 17: Detalhamento das características gerais dos módulos solares ...... 64 Tabela 18: Especificações técnicas do inversor ............................................... 67
1
1 INTRODUÇÃO
Diante de uma situação de crise energética global, na qual 1,2 bilhão de pessoas ainda vivem sem eletricidade, o aumento do consumo de energia continua crescendo rapidamente e os recursos em energia fóssil estão sendo cada vez mais superexplorados. Por conta disso, a pesquisa e o desenvolvimento de novas fontes de energias renováveis ganha cada vez mais importância no contexto econômico atual.
As energias renováveis injetam menores quantidades de gases poluentes na atmosfera, e têm uma fonte inesgotável para gerar energia, como a força das marés e rios, o sol ou o vento. A energia fotovoltaica é bem posicionada neste aspecto, pois o sol envia para a terra uma energia dita ilimitada de 100 000 bilhões de TEP (toneladas equivalentes de petróleo) por dia. (1)
A produção de energia fotovoltaica em 2014 foi de 140GW (2), o que corresponde a aproximadamente 1% da produção mundial de eletricidade, e um crescimento de 38GW em relação ao ano de 2012. Este crescimento provém de diversos atores do mercado, que desenvolvem uma tecnologia cada vez mais barata, o que permitirá um dia que essa fonte de energia possa ser acessível ao grande público.
A rápida expansão da capacidade instalada nos últimos anos, atrelada à forte redução de custos; o imenso potencial técnico de aproveitamento; o fato de não poluírem durante sua operação, fez com que o mundo voltasse sua atenção para a energia solar como alternativa de suprimento elétrico.
No Brasil, em 31 de outubro de 2014 ocorreu o 6o leilão de energia de reserva, realizado pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica). Foi o primeiro da história a contar com oferta de energia solar fotovoltaica separada de outras fontes. Foram leiloados 889,7MW (megawatts) contratados por usinas solares. Este resultado representou um marco no setor, o que nos permite imaginar um movimento de inserção da energia fotovoltaica na matriz energética brasileira.
É nesse contexto que se insere este trabalho, no qual será feito um estudo técnico de duas usinas solares. Este estudo visa abordar o projeto do ponto de vista dos materiais utilizados, e da instalação, operação e manutenção das usinas.
2
2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA DOS MATERIAIS
Usinas solares fotovoltaicas são estruturas capazes de produzir energia elétrica a partir da energia do sol. Seus componentes têm a capacidade de converter a energia dos raios solares em eletricidade por meio de um chamado efeito fotovoltaico, no qual a célula fotovoltaica é a unidade responsável por este processo.
As células fotovoltaicas são placas muito finas (na ordem de 200µm) de um material semicondutor, e, por conta destes dois fatores, são muito frágeis. Além disso, cada célula possui uma tensão de trabalho pequena de ≈0,5V. Para uma utilização prática, várias células são conectadas entre si e encapsuladas dentro de uma estrutura mais robusta, dando origem ao módulo fotovoltaico. Esta unidade tem maior resistência mecânica do que uma célula solar sozinha, e também maior tensão (voltagem) de trabalho.
Além dos módulos fotovoltaicos, as usinas solares apresentam outros componentes, como por exemplo a estrutura metálica, responsável pela sustentação mecânica dos módulos, o inversor, responsável por converter a corrente dos módulos para a corrente da rede elétrica, a bateria (opcional), responsável por armazenar a energia elétrica produzida, e o sistema de cabeamento, responsável por transmitir a energia entre os componentes e a rede elétrica. Todos estes dispositivos, incluindo os módulos, serão discutidos em maior detalhe nos capítulos 3 e 4.
Diversos materiais são utilizados em todos estes componentes. O presente capítulo visa discuti-los em relação às suas propriedades mecânicas e físico-químicas.
2.1 Materiais Semicondutores
Em relação a sua capacidade de conduzir ou não eletricidade, os materiais são subdivididos em 3 classes distintas: os condutores, os semicondutores e os isolantes. Essa classificação advém de uma medida de resistividade do material, propriedade que define o quanto um material opõe-se a passagem de corrente elétrica. Ou seja, quanto maior for a resistividade de um material, mais difícil será a passagem de corrente elétrica, e vice-versa. Essa propriedade é medida em Ωcm e tem uma forte influência da temperatura.
Os materiais que possuem a menor resistividade à temperatura ambiente são os metais (≈10-5 Ωcm). A condução elétrica acontece essencialmente pelos elétrons livres, sendo que a concentração não diferente muito de um metal para outro (de 1022 a 1023 cm-3) independente da pureza. Um aumento da temperatura provoca um ligeiro aumento da resistividade, podendo ser explicado pelo fato do deslocamento dos elétrons livres serem prejudicados pelas vibrações (que aumenta com a temperatura) dos átomos do metal. (3)
Os materiais que apresentam resistividade tipicamente superior a 108 Ωcm são considerados como isolantes. Este é o caso do vidro, da mica, da sílica (SiO2), o carbono (diamante). Neste caso, o aumento da temperatura pode provocar a
3
liberação de elétrons (e também de buracos) que podem ter um papel na condução elétrica, o que provoca uma queda da resistividade com a temperatura.
Entre os metais e os isolantes se encontram os semicondutores, nos quais a resistividade varia entre 10-3 a 104. A condução elétrica se faz pelos elétrons e pelos buracos, ou preferencialmente por um ou outro tipo de portador de carga. Um semicondutor pode ser de duas maneiras: intrínseco ou extrínseco, dependendo de sua dopagem. Se, por exemplo, adicionarmos átomos de boro ou fósforo em uma estrutura de silício, a sua resistividade passa de 103 a 10-2 .
A tabela 1 mostra exemplos de materiais ou de compostos semicondutores em função dos elementos constituintes e a posição destes elementos na tabela periódica.
Neste ponto é interessante ressaltar as estruturas do estado sólido de um material, sendo divididos em cristalinos e amorfos. Os cristalinos são aqueles nos quais os átomos são ordenados regularmente aos nós de uma rede periódica. A malha elementar (ou célula unitária) se repete regularmente. Já para os amorfos, esta ordem se repete apenas localmente, não existindo qualquer ordenação de longo alcance.
Para os sólidos cristalinos, há 4 principais famílias de sólidos cristalinos: (5)
Os cristais iônicos, por exemplo NaCl, nos quais os íons são ligados por
forças de Coulomb. Nenhum elétron é livre, o que torna estes cristais
isolantes com os seus íons fortemente conectados
Os cristais covalentes, por exemplo os da família IV: C, Si, Ge, Sn, onde
os quatro elétrons mais externos são partilhados com os quatro vizinhos
e estabelecem ligações covalentes. Estas ligações são geralmente mais
fracas do que as ligações iônicas e as propriedades destes cristais vão
depender da força destas ligações (Carbono diamante é isolante, Sn é um
condutor)
Os metais, por exemplo Li, Na, K, Cu, Ag, Au, que são condutores
elétricos que têm um elétron livre por átomo. A sua temperatura de fusão
é mais baixa do que os cristais covalentes, indicando ligações mais fracas
entre os átomos
Os cristais moleculares
Família Semicondutor
IV Ge, Si
III-V GaAs, GaP, GaSb, InAs, InP, InSb
II-VI CdS, HgTe, CdTe, ZnTe, ZnS
Tabela 1: Família de semicondutores (4)
4
Um cristal pode ser representado a partir de uma célula unitária que se repete periodicamente, formando assim uma rede cristalina. Dependendo das operações de simetria que deixam a estrutura cristalina invariante, sete sistemas cristalinos são definidos, dentre eles o sistema cúbico. (4)
A maioria dos semicondutores se cristalizam em um sistema cúbico. Este sistema compreende três redes diferentes possíveis, de acordo com a disposição dos átomos como indica a Figura 1:
Figura 1: Exemplos de redes cristalinas (4)
A Figura a) representa o sistema cúbico simples; b) o sistema cúbico de corpo centrado, e c) cúbico de faces centradas.
2.1.1 Silício
Os elétrons de um átomo isolado têm valores de energia discretos e cada nível energético pode acomodar um número limitado de elétrons. Este número é igual a 2n2 onde n corresponde ao número do nível (camada). Os elétrons se dividem de modo a ocupar os níveis mais próximos do núcleo do átomo (o que corresponde a energia mínima). No caso do Silício, por exemplo, que possui número atômico igual a 14, ele apresenta 2 elétrons na primeira camada, completa, 8 na segunda, também completa, e 4 na última camada que é incompleta pois pode conter 18 elétrons. Na parte a) da Figura 2, estão representados os níveis energéticos e os elétrons que os ocupam. Na parte b) esta representação fica simplificada, considerando apenas os quatro elétrons periféricos da camada externa (que participarão das ligações entre os outros átomos)
Figura 2: Níveis energéticos do Silício (6)
5
Figura 3: Representação das ligações interatômicas do Silício (6)
Figura 4: Bandas de energia (24)
Nota-se que ,um elemento apresenta uma grande estabilidade quando ele tem oito elétrons formando ligações covalentes que correspondem ao compartilhamento dos seus elétrons periféricos com os átomos vizinhos. Desta maneira um átomo de silício que se associa com quatro outros átomos de Silício terá, mesmo que virtualmente, oito elétrons na sua camada mais externa. Esta associação é ilustrada na Figura 3. (4)
A parte a) da Figura representa um átomo de silício associado a quatro vizinhos. Em b) esta mesma associação quando feita em três dimensões.
2.1.2 Bandas de energia
Os elétrons de um átomo isolado têm níveis discretos de energia, que são na verdade constituídos de sub-níveis (ou subcamadas). Com a aproximação de dois átomos, estes níveis vão se dividir. Estendendo este raciocínio para N átomos, esta ‘degenerescência’ faz aparecer as bandas de energia locais, que podem se ‘interpenetrar’ e se separar na medida em que a distância interatômica diminui. A Figura 4 a seguir mostra as bandas de energias proibidas, ou também chamadas de Gap. (3)
6
A Figura 4 ilustra o caso dos semicondutores da família IV (caso do Silício). A banda superior é chamada de Banda de condução, e a 0oK não tem nenhum elétron, contrariamente a banda inferior, chamada de banda de valência, que contém 4N elétrons (ou seja, última camada completa). Entre essas duas camadas se encontra uma região de comprimento EG (Em J ou em eV) proibida aos elétrons e chamada de Banda proibida ou “Gap”. O fato de que estas duas bandas (valência e condução) sejam completamente ocupadas ou vazias implica na condição para que a condução elétrica possa existir. (4)
Para temperaturas diferentes de 0oK um elétron da banda de valência pode receber energia suficiente para saltar da banda de valência para a banda de condução, deixando assim, um buraco na banda de valência. Este salto possibilita a condução elétrica, portanto o material deixa de ser isolante. Quão maior for o tamanho da banda proibida, mais isolante é o material. A tabela 2 a seguir mostra a relação da energia de Gap (para o elétron saltar da banda de valência para a de condução) e a natureza do material: condutor, semicondutor ou isolante.
2.1.3 Condução de eletricidade
Uma ligação covalente pode ser quebrada caso uma energia (térmica ou luminosa) suficiente seja fornecida para tal ligação, tornando possível arrancar um ou diversos elétrons. Como discutido no modelo de bandas de energia do item 2.1.2, os elétrons passam da banda de valência para a banda de condução (dependendo da quantidade de energia fornecida) e se tornam livres, ou seja, não participam mais da ligação cristalina. Assim, eles podem participar da condução de eletricidade. (6)
Quando essa passagem para a banda de condução acontece, o elétron passa a se comportar como um elétron ‘quase livre’ no semicondutor, pois ele ainda está sob influência da rede cristalina. A representação dessa partícula ‘quase livre’ é uma ‘quase partícula’ livre, que tem uma massa efetiva mn diferente da massa mo (0,91 10-30 Kg) do elétron livre no vácuo.
Átomo E (eV) Natureza
Carbono 5,5 Isolante
Silício 1,1 Semicondutor
Germânio 0,7 Semicondutor
Estanho 0 Condutor
Tabela 2: Natureza dos átomos em função de sua Energia de Gap (4)
7
Ao mesmo tempo em que aparece um elétron livre na banda de condução, aparente um sítio livre na banda de valência, que pode ser ocupado por um outro elétron presente nesta banda, que pertencia anteriormente a uma outra ligação covalente. Este fenômeno é descrito na Figura 5, mostrando que neste sítio livre, chamado de buraco, uma carga positiva +q aparece. O deslocamento dos buracos se opõe ao deslocamento dos elétrons na aplicação de um campo elétrico, permitindo uma movimentação de cargas, ou seja, aparece uma corrente elétrica. Quando a banda de valência está quase completa (N-1 elétrons de valência), o estudo do movimento das partículas desta banda será simplificado ao se considerar apenas o movimento dos buracos para os quais é designada uma massa efetiva mp. (4)
Figura 5: Mecanismo de transporte de carga eletrônica (3)
Na vizinhança de um extremo das bandas (valência ou condução), podemos aproximar as relações de dispersão E(k) por um desenvolvimento limitado: por exemplo, na vizinhança de um mínimo da banda de condução (vale), podemos descrever, pela equação 1:
𝐸(𝑘) ≈ 𝐸𝐶 + 0 + 1
2 𝑑2𝐸
𝑑𝑘2𝑘2 + ⋯ (1)
Onde: E(k) é a energia de dispersão
E(c) é a energia na banda de condução
k é o vetor de onda associado a um elétron
Ou, o que é equivalente (mantendo a mesma quantidade de movimento = ℎ):
𝐸(𝑝) − 𝐸𝐶 ≈ 1
2 𝜕2𝐸
𝜕𝑝2𝑝2 =
𝑝2
2𝑚𝑛 (2)
Onde: E(p) é a energia associada a quantidade de movimento
p é a quantidade de movimento
h é a constante de planck
é o vetor de onda
8
Foi utilizada a aproximação parabólica da banda de condução. A equação p2/2mn corresponde a energia cinética de um elétron livre. Assim, a energia suplementar dos elétrons (em relação a Ec) é uma energia cinética, de onde pode-se deduzir que a massa efetiva dos elétrons no vale considerado é dada por:
𝑚𝑛 = [𝜕2𝐸
𝜕𝑝2]
−1
(3)
2.1.4 Densidade de estados
Pode-se calcular em seguida o número de sítios disponíveis, ocupados ou não pelos elétrons na banda de condução e os buracos na banda de valência (4). Esta densidade de estados é obtida, por exemplo, pelos elétrons da seguinte maneira:
nc(E)dE = número de estados (m-3) na camada de energia E, E + dE,
Sendo nc(E) em m-3J-1 ou em cm-3eV-1. Temos:
nC(E)dE = g(k)d3k (4)
Onde: nc(E)dE é o número de estados eletrônicos (m-3) na camada de energia E, E+dE
g(k) é a densidade de estados eletrônicos no espaço recíproco (espaço dos k’s)
Em três dimensões, g(k) pode ser aproximado para 2/(2π)3. Pode-se deduzir a equação da densidade de estados na aproximação de bandas parabólicas utilizando o fato que as superfícies isoenergéticas (E = constante), considerando mn é isotrópico, sejam esferas do espaços dos k’s. Logo d3k = 4π2dk e, segundo a equação 2, dE=(h2/mn)kdk. Temos:
𝑛𝐶(𝐸) =1
2𝜋2(
2𝑚𝑛
ℎ2)
32⁄
(𝐸 − 𝐸𝐶)1
2⁄ (5)
Onde: nc(E) é a densidade de estados eletrônicos na banda de condução
De maneira similar, para os buracos na banda de valência, temos:
𝑛𝑉(𝐸) = 1
2𝜋2(
2𝑚𝑝
ℎ2)
32⁄
(𝐸𝑉 − 𝐸)1
2⁄ (6)
Onde: nv é a densidade de estados dos buracos na banda de valência
9
2.1.5 Dopagem
Um semicondutor é dito intrínseco quando o cristal não está, diga-se, contaminado por impurezas em baixíssimas concentrações que podem mudar a concentração de portadores de carga livres (6). Em temperaturas diferentes de 0oK, os elétrons podem se tornar livres, ou seja, passar da banda de valência para a de condução na qual sua concentração é representada por n. Estes elétrons deixam buracos na banda de valência (cuja concentração é representada por p), os quais também são livres para se locomover. É intuitivo notar que a concentração de n e p é idêntica. Para este caso, define-se uma concentração intrínseca ni (mesma concentração de n e p) a qual é dada pela seguinte equação:
𝑛 = 𝑝 = 𝑛𝑖 (𝑇) = 𝐴𝑇3
2⁄ 𝑒𝑥𝑝 (−𝐸𝐺
2𝑘𝑇) (7)
Onde: n é a concentração de elétrons na banda de condução
ni é a concentração intrínseca
p é a concentração de buracos na banda de valência
A é uma constante específica do material.
T é a temperatura
A equação 7 mostra que para temperaturas mais elevadas, mais elétrons têm energia necessária para atravessar a banda proibida. Porém, quanto maior a energia de gap (EG), mais energia um elétron precisa para saltar a banda proibida. Este fato permite concluir que um material com elevada energia de Gap tem maior estabilidade em relação à temperatura, o que o torna interessante para aplicações de eletrônica de potência.
Para temperaturas diferentes de 0oK, há uma geração permanente de pares elétrons livres – buracos, o que define uma concentração intrínseca ni(T), isso se dá pois, em regimes estacionários, existe um fenômeno inverso de desaparecimento dos portadores de carga por recombinação. Este fenômeno se dá pela passagem de um elétron da banda de condução para a banda de valência, onde o elétron vai ocupar um buraco. Então, ocorre um desaparecimento de um par elétron livre – buraco. (6)
No regime permanente, as taxas de geração gi(T) e de recombinação ri(T) (em m-3s-1) devem ser iguais. Para um semicondutor intrínseco, temos:
𝑔𝑖(𝑇) = 𝑟𝑖(𝑇) ∝ 𝑛𝑖2 ∝ exp (−
𝐸𝐺
𝑘𝑇) (8)
Onde gi(T) é a taxa de geração de pares elétrons-livres buraco
ri(T) é a taxa de recombinação
10
Figura 7: Diagrama de bandas com os níveis de energia dos estados doadores
e suas ocupações (3)
Figura 6: Silício dopado com fósforo (3)
Sobre os semicondutores extrínsecos, estes são resultado de operações de dopagem. A dopagem é resultado da introdução de certas impurezas em um material semicondutor, que passam a ocupar posições na rede cristalina anteriormente ocupadas pelo átomo do material puro. Esta operação modifica o número de portadores livres, controlando a condutividade. Quando tais impurezas aumentam o número de elétrons livres do material, são denominados semicondutores tipo n. Já para o caso oposto, semicondutores tipo p.
Como supracitado, os semicondutores do tipo n têm excesso de elétrons livres. Átomos em baixa concentração são introduzidos em um material a fim de aumentar a quantidade de elétrons livres, privilegiando a condução por elétrons em relação aos buracos. Tomando o silício como exemplo, ele pertence à família IV e possui 4 elétrons em sua camada externa. Se ele for dopado com átomos de fósforo, família V, ficará com excesso de elétrons pois ele tem 5 elétrons em sua camada externa. A Figura 6 a seguir ilustra uma rede cristalina de Silício dopada com fósforo. (4)
O Caso a) acontece para temperaturas em 0K. O caso b) para temperaturas diferentes de 0K.
Os quatro átomos vizinhos de silício ‘emprestam’ um elétron cada um ao átomo de fósforo, que compartilha quatro dos seus cinco elétrons periféricos. Um pequeno aporte de energia (0,04eV) pode liberar o quinto elétron (como no caso b) da Figura) que se encontra ionizado positivamente (carga fixa). Este fenômeno corresponde a aparição de um nível de energia ED na banda proibida (com EC - ED = 0,04eV), representado na Figura 7 seguinte:
11
Figura 9: Diagrama de bandas com os níveis de energia dos estados receptores
e suas ocupações (6)
Figura 8: Silício dopado com Boro (14)
Caso a) T=0oK. Caso b) 0<T<50oK. Caso c) 50oK<T<500oK. Caso d) T>500oK
Os átomos da impureza, neste caso o fósforo, se ionizam progressivamente com o aumento da temperatura, e a partir de 50oK todos são liberados. A concentração no de elétrons será igual a concentração de dopantes ND, tanto que o comportamento intrínseco do material não mais segue a equação 7. Este fenômeno intrínseco volta a tomar partido a partir de 500oK, deixando a concentração de elétrons dependente da temperatura novamente. (4)
Para os semicondutores do tipo p, as impurezas são ‘recebedoras’ de elétrons, o que corresponde aos átomos da coluna III para o Silício. Normalmente, o Silício é dopado com Boro, e este fenômeno é ilustrado na Figura 8 seguinte:
A associação dos 4 vizinhos com o boro o confere sete elétrons na camada externa, o que é insuficiente para que ele seja estável. Então, ele subutiliza cada um dos seus vizinhos um a um, e assim sucessivamente. Para isso, é necessário um aporte mínimo de energia que pode ser fornecido pelas vibrações térmicas do cristal. O Boro se encontra ionizado negativamente (carga fixa) e desta maneira os buracos se movem átomo a átomo. A concentração po de buracos é igual a concentração de dopantes NA a partir de uma temperatura de ordem de 50oK. A característica intrínseca volta a ser dominante a partir de 500oK, como mostra a 9 Figura seguinte:
12
2.2 Metais
2.2.1 Alumínio
O alumínio é um dos metais mais abundantes da terra. Suas características físico-químicas, combinadas com suas propriedades mecânicas, possibilitaram que ele pudesse se tornar atualmente o metal não ferroso mais utilizado comercialmente. Sua baixa densidade e sua boa resistência à corrosão o tornaram um candidato para o desenvolvimento de ligas de engenharia. Embora a resistência das ligas não seja tão alta, como por exemplo a de um aço, a baixa razão resistência/peso é bastante favorável, e consequentemente muitas ligas de alumínio foram desenvolvidas e são utilizadas. (7)
Em sua forma mais rudimentar, ele se encontra na natureza na forma de bauxita, da qual se extrai a Alumina (Al2O3) pelo processo Bayer. Então, a alumina passa por um processo de eletrólise para obter o alumínio puro.
O processo Bayer, a bauxita é moída e colocada em autoclave com uma solução de hidróxido de sódio (NaOH), que dissolve o alumínio presente no mineral, formando o íon Al(OH)4. Na sequência, a solução é precipitada na forma de hidróxido de alumínio Al(OH)3 por meio da adição de uma solução ácida. O Al(OH)3 precipitado é separado por filtração, seco e levado para calcinação. A calcinação é a última etapa do processo, na qual o Al(OH)3 é aquecido a 1000ºC para desidratar e formar os cristais de alumina puro. (8)
A segunda etapa para a obtenção do alumínio é a eletrólise, na qual o alumínio é produzido pela redução da alumina, dissolvida em um banho de fluoretos fundidos. O processo acontece em fornos especiais revestidos de carbono (cubas eletrolíticas) que operam a cerca de 1000oC. O alumínio puro é obtido através da reação:
2Al2O3 + 3C → Al + 3CO
O alumínio pode fazer ligas com diversos elementos, sendo bastante comumente usados silício, cobre e magnésio. De acordo com a ASTM, a nomenclatura utilizada comumente é:
Descrição Nomenclatura ASTM
Al 99%>pureza 1XXX
Cobre 2XXX
Silício c/ Cu e/ou Mg
3XXX
Silício 4XXX
Magnésio 5XXX
13
Silício e Magnésio
6XXX
Zinco 7XXX
Estanho 8XXX
Tabela 3: Nomenclatura ASTM das ligas de alumínio (7)
O alumínio 1100 é largamente utilizado de maneira comercial devido a seu baixo preço e larga aplicabilidade. Sua composição química é 99% de Alumínio, podendo conter Cobre, Manganês, Silício, Ferro e Zinco. Ele apresenta alta resistência à corrosão, condutibilidades térmica e elétrica elevadas, além de ser facilmente conformado mecanicamente. Suas propriedades físicas e mecânicas são as seguintes: (7)
Tabela 4: Proriedades físicas e mecânicas da liga de Alumínio 1100 (7)
2.2.2 Aço inoxidável
Os aços inoxidáveis são ligas metálicas de ferro e carbono, contendo 12% ou mais de cromo e níquel. Estas ligas apresentam como principal característica a passividade em atmosfera oxidante e, portanto, resistência extrema à corrosão. O cromo é importante nessa liga pois quando presente na liga com o Fe em teores superiores à 12% em peso, promove a formação de uma pátina protetora de óxido de Cromo, Cr2O3, que lhe garante propriedades inoxidantes. O aço inox mais comum encontrado comercialmente é o 18:8, ou seja, 18% de cromo e 8% de níquel. O níquel é responsável por melhorar a resistência da liga em altas temperaturas, além de conferir maior ductilidade e soldabilidade. Outros elementos de liga também são utilizados com este objetivo, como por exemplo o Molibdênio. Outros elementos de liga podem estar presentes nessas ligas, conferindo diferentes propriedades e consequentemente aplicações. Esta diversificação possibilita a criação de famílias de aço inox, como por exemplo: (9)
Propriedades físicas Propriedades Mecânicas
Condutibilidade Elétrica:
56 % I.A.C.S Limite de resistência
90 - 142 Mpa
Condutibilidade Térmica:
0,52 - 0,56 cal/cms°C Limite de escoamento
90 - 115 Mpa
Densidade: 2,71 g/cm³ Alongamento 3 - 9 %
Expansão Térmica: 24x10^-6/oC
Modulo de Elasticidade:
64000 - 69000 MPa
Ponto de Fusão: 658°C
14
Austeníticos: composta basicamente por ferro, cromo e níquel. Além da resistência à corrosão, apresenta boa resposta aos trabalhos a frio, ótimas propriedades mecânicas e boa soldabilidade.
Ferríticos: são similares aos austeníticos, porém sem a presença de níquel, o que o torna mais barato. São utilizados na produção de eletrodomésticos, moedas e talheres.
Martensíticos: possuem de 12 a 18% de cromo. Podem receber tratamento de têmpera adquirindo elevados níveis de dureza e resistência mecânica. Não apresentam boa resistência à corrosão como os austeníticos.
Duplex: Este tipo apresenta baixos teores de carbono, e proporções similares de ferrita e austenita. A vantagem sobre os ferríticos é a maior resistência mecânica, e maior resistência à corrosão por cloretos.
Endurecíveis por precipitação: São ligas de cromo-níquel que podem ser endurecidas por tratamento de envelhecimento. Podem ser austeniticos ou martensíticos, dependendo de sua microestrutura na condição recozida.
No escopo deste trabalho, iremos discutir em maior detalhe a categoria dos ferríticos, pois possuem diversas aplicações no quotidiano, devido às suas propriedades físico-químicas e mecânicas associado ao baixo preço em relação às outras categorias de aço inox.
Como mencionado anteriormente, o cromo é responsável por estabilizar a ferrita. Este material é ferromagnético, possui boa ductilidade e conformabilidade, mas baixa resistência em altas temperaturas, se comparado com os austeníticos. A tenacidade é limitada a baixas temperaturas. Uma característica marcante é que estes não são endurecíveis por tratamento térmico, e dificilmente por trabalho a frio (encruamento) (9).
2.2.3 Cobre
O cobre e suas ligas apresentam uma larga gama de propriedades e por conta disso apresentam diversas aplicações como materiais de engenharia. A elevada condutividade térmica e elétrica, facilidade de conformação e ótima resistência à corrosão sob certas circunstâncias são as três características que o fazem atrativo. (7)
As aplicações mais comuns do cobre são aquelas que exigem alta condutividade elétrica, pois, dentre os metais puros, é o que apresenta o segundo coeficiente de condução elétrica, atrás apenas da prata, que é substancialmente mais cara. Para atingir elevadas condutividades, o cobre deve ser usado em seu estado puro (chamado cobre comercialmente puro), pois a presença de impurezas altera sensivelmente a condutividade do cobre. Algumas ligas de cobre vão ter papel similar, mas no escopo deste trabalho apenas a liga pura será discutida.
Há diversas aplicações para o cobre comercialmente puro, e esta variedade é devida ao fato de que para certas aplicações, é necessária alta condutividade elétrica, mas também outras propriedades. Por exemplo, elementos de solução sólida vão endurecer o cobre puro, porém com decréscimo da condutividade.
15
Então, algumas ligas apresentam composição química que busca balancear estes dois efeitos.
Qualquer perturbação na rede cristalina irá espalhar elétrons, e consequentemente diminuir a condutividade elétrica. Elementos em solução sólida na estrutura cristalina do cobre, com seu tamanho diferente, causam distorções elásticas localizadas e por isso também diminuem a condutividade elétrica. Estes são os efeitos das impurezas. Se um outro elemento combinar com o cobre para formar uma segunda fase (e.g. Cu2O), a condutividade também diminui, pois há menos volume de cobre para conduzir a corrente. Entretanto, este efeito não decai a condutividade tão significativamente quanto elementos em solução sólida. (7)
O Cobre é utilizado em usinas fotovoltaicas nos sistemas de cabeamento para transmissão de energia. O processo de fabricação de fios e cabos elétricos normalmente emprega os 3 seguintes tipos de materiais:
Material condutor: responsável pelo transporte da energia elétrica da
origem (fonte) para o destino (carga)
Material isolante: garante a integridade da energia elétrica, ou dos sinais
elétricos transportados. Normalmente um polímero é utilizado nestas
aplicações, como PVC (Policloreto de Vinila), PE (Polietilieno), XLPE
(Polietileno entrecruzado), EPR (borracha de etileno propileno), dentre
outros
Proteção mecânica: responsável por garantir a integridade física do
material condutor e do material isolante. Podem ser utilizadas capas
metálicas e não metálicas, sendo as primeiras fitas de aço ou alumínio, e
as segundas PVC, neoprene, PC (policarbonato), etc
O processo de fabricação de fios consiste em 3 etapas: (i) fabricação de um lingote de cobre, obtido por cominuição seguida de fundição, (ii) conformação mecânica do fio da máquina, produzido pelo processo de laminação a quente do lingote e (iii) conformação mecânica do vergalhão de material condutor, produzido pelo processo de extrusão a quente do material condutor, a partir do tarugo obtido pelo processo de fundição.
2.3.4 Corrosão
A Corrosão é definida como a deterioração de um material, geralmente metálico, por ação química ou eletroquímica do meio ambiente aliada ou não a esforços mecânicos. A deterioração causada pela interação físico – química entre o material e o seu meio operacional representa alterações prejudiciais indesejáveis, sofridas pelo material, tais como desgaste, variações químicas ou modificações estruturais, tornando-o inadequado para o uso (10). Em projetos fotovoltaicos, a corrosão pode atuar em 2 pontos específicos: na estrutura metálica ou nos módulos solares.
A estrutura metálica pode estar sujeita a corrosão dependendo do seu local de instalação e dos materiais metálicos utilizados na estrutura. Já para os módulos solares, estes podem sofrer corrosão por falta de barreiras contra a umidade,
16
principal causadora de degradação das células solares, principal componente dos módulos.
Em se tratando da estrutura metálica, a corrosão pode ocorrer caso dois metais diferentes estejam em contato. Quando os metais reagem, têm tendência a perder elétrons, sofrendo oxidação e, consequentemente corrosão. É possível identificar experimentalmente que alguns metais têm maior tendência a se corroerem do que outros. Por exemplo, em presença de ar e umidade o ferro tem maior tendência a se oxidar do que o níquel, e o ouro praticamente não se oxida. Esse comportamento pode ser previsto de acordo com o potencial de cada um destes materiais. Quando dois materiais metálicos, com diferentes potenciais, estão em contato em presença de um meio que permite a passagem de elétrons, ocorre uma diferença de potencial e a consequente transferência de elétrons. Esta transferência causa, por consequência, a diluição de um metal para o meio, apresentando o desgaste ou a deterioração característica da corrosão. Este tipo é chamado de corrosão galvânica. Ela se caracteriza por apresentar corrosão localizada, próximo à região do acoplamento entre os metais, ocasionando profundas perfurações no material metálico que funciona como anodo. (10)
Quando materiais metálicos com potenciais diferentes estão em contato, a corrosão do anodo é muito mais acentuada do que a corrosão caso este material estivesse isolado sob a ação de um mesmo meio corrosivo. Portanto, caso a estrutura metálica de um projeto solar apresente contato entre dois metais, mesmo que considerados inoxidáveis, é importante entender se isso poderá prejudicar a integridade estrutural caso um par galvânico apresente potencial corrosivo muito elevado.
Para evitar este problema, deve-se evitar a instalação de pares galvânicos no projeto. Caso isso não seja possível, deve-se fazer o máximo para isolar um metal do outro, garantindo que o projeto dure a longo prazo sem grandes manutenções corretivas.
Já para os módulos, a umidade que entra na borda do material laminado dos módulos é o principal motivo causador da corrosão, além de aumentar a condutividade elétrica do material e aparecimento de correntes de fuga. A corrosão, neste caso, causa degradação entre a célula e a armação metálica dos módulos fotovoltaicos. Caso o módulo e a estrutura estejam separados, a umidade e água neste espaço podem causar problemas como risco elétrico e corrosão. Caso a umidade venha a penetrar no módulo, as células podem ser afetadas causando degradações físicas e químicas, acarretando em aceleração dos processos de corrosão. Na composição dos vidros presentes no módulo há uma parcela de Sódio (Na) que, em contato com a umidade, faz uma reação química que gera corrosão nas bordas dos módulos (11)
De 1994 a 2002, uma extinta empresa espanhola BP Solar acompanhou a operação de dois milhões de módulos, e constatou que cerca de 45% encontraram-se degradados pela corrosão, 40% apresentavam quebras e fissuras e outros 3% apresentaram delaminações (11)
Estes problemas podem ser evitados adotando barreiras mais adequadas para a entrada de umidade nos módulos, como materiais encapsulantes, etc.
17
Figura 10: O Sol (13)
3 ENERGIA SOLAR FOTOVOLTAICA
3.1 Radiação Solar
3.1.1 O Sol
O sol é uma esfera de gás em cujo núcleo ocorre geração de energia por meio de reações termonucleares. Essas reações ocorrem no núcleo, e é basicamente a fusão do hidrogênio gerando hélio, resultando em uma temperatura de 2,0x106K. Essas reações geram 4,0x1023kW de potência por segundo, o que corresponde a 9 milhões de anos de consumo de energia do Brasil. (12)
O sol é composto por 5 camadas principais: núcleo, zona convectiva, fotosfera, cromosfera e coroa. O núcleo, como discutido anteriormente, é a zona na qual ocorrem as reações termonucleares de geração de calor/energia. Já a zona convectiva é responsável pelo transporte de energia das regiões mais internas do sol para a superfície solar. Como foi batizada a zona, esta transferência ocorre por meio de convecção. (13)
A parte visível do sol, chamada de fotosfera (Figura 10), tem 330km de espessura e temperaturas próximas a 6000K. Esta zona se assemelha a um líquido em ebulição, composta por inúmeras semi-bolhas, denominadas grânulos fotosféricos. Eles têm em torno de 1500km de raio (perpendicular ao diâmetro do sol) e ciclo de vida de 10 minutos. Nestas zonas ocorrem os processos convectivos do gás quente, proveniente da camada convectiva (mais interna) para a fotosfera. As regiões escuras da fotosfera na Figura 10 correspondem ao gás mais frio e mais denso fluindo novamente para o interior do sol.
A cromosfera, apesar de mais externa à fotosfera, normalmente não é mais visível. Isso ocorre pelo fato de que a intensidade da irradiação é muito mais baixa do que a da foto sfera. A temperatura varia de 4000 a 40000K, e sua altura é de aproximadamente 2500km. (12)
18
A camada mais externa e rarefeita é a coroa, que apesar do brilho, só é visível durante um eclipse por conta do elevado brilho da fotosfera.
As características do Sol estão descritas na tabela 5 seguinte: (12)
3.1.2 Geometria Sol-Terra
Sobre o posicionamento da Terra em relação ao Sol, a Terra descreve uma trajetória elíptica. O seu eixo, em relação ao plano normal à elipse (Figura 11), apresenta uma inclinação máxima de aproximadamente 23,45o. Esta inclinação, associada ao movimento de translação, é responsável por definir as estações do ano. Por conta do movimento de translação, durante o ano este ângulo varia entre +23,45o no dia 21 de julho (solstício de inverno) e -23,45o, em 21 de dezembro (solstício de verão). Este ângulo é denominado declinação solar (δ). Há duas datas nas quais este ângulo de declinação é zero: no equinócio de primavera, 21 de setembro, e no equinócio de outono, 21 de março. (14)
Características do Sol
Massa 1,989x10^30 Kg
Raio 696.000 km
Densidade média 1.409 Kg m^-3
Densidade central 1,6x10^5 Kg m^-3
Distância 1 UA ou 1,499 x 10^8 Km
Potência Luminosa 3,83 x 10^26 W
Temperatura efetiva 5.785 K
Temperatura central 1,5 x 10^6 K
Composição química principal
Hidrogênio = 91,2 %
Hélio = 8,7 %
Oxigênio = 0,078 %
Carbono = 0,043%
Período rotacional no Equador 25 dias
Período rotacional na latitude 60o 29 dias
Tabela 5: Características do Sol (12)
19
Figura 11: Movimento da terra em relação ao Sol
Considerando as convecções para a declinação solar e a latitude, positivas ao norte e negativas ao Sul do equador, a diferença entre a declinação e a latitude determina a trajetória do movimento aparente do Sol para um determinado dia em uma dada localidade da terra. (15)
A declinação solar pode ser calculada utilizando-se a seguinte equação 9:
𝑠𝑒𝑛(𝛿) = −𝑠𝑒𝑛(23,45)cos [(360
365,25) (𝑛 + 10)]
Equação 9
Onde: n equivale ao dia do ano, variando de 1 a 365 a partir de 1 de janeiro (p. ex 01 de janeiro → n = 1, 02 de janeiro →n = 2)
𝛿 é o ângulo de inclinação do eixo central da terra em relação ao eixo do sol
3.1.3 Radiação Solar
A luz solar que atinge a superfície terrestre é composta por uma parte direta e uma parte difusa. A direta vem segundo a direção do Sol, produzindo sombras definidas em qualquer objeto. Já a difusa, corresponde à parte da radiação que sofreu processos de difusão e reflexão. (5)
O termo radiação solar pode fazer referência a dois conceitos distintos: o primeiro é o fluxo de potência, quando é especificamente denominado de irradiância solar. O segundo é em termos de energia por unidade de área, quando se denomina por irradiação solar.
A irradiação solar que atinge o topo da terra é representada pela constante solar (I0) e é definida como o valor de irradiância que chega sobre uma superfície perpendicular aos raios solares na distância média terra-sol. Seu valor é de aproximadamente 1,367 W/m2. Por conta do movimento de translação, e do movimento elíptico da terra em torno do sol, o valor da irradiância varia ao longo do ano. A Figura 11 representa o comportamento anual da irradiância: (16)
20
Figura 12: Variação anual da irradiância na terra (16)
Ela pode ser calculada segundo a equação 10:
𝐼 = 𝐼𝑜 (1 + 0,033 𝑐𝑜𝑠 (360
365,25𝑛)) (10)
Equação 10
Onde: I é a Irradiância da terra no dia do ano n
Io é a constante solar
n é o dia do ano calculado de forma similar para a equação 9.
Pela Figura 12, o valor mínimo de I é de aproximadamente 1,322 W/m² (afélio) e encontra-se próximo ao solstício de inverno para o hemisfério Sul. O valor máximo é de aproximadamente 1,412 W/m² (periélio), próximo ao solstício de verão.
3.2 Células fotovoltaicas
Células fotovoltaicas são as unidades geradoras de energia de um sistema fotovoltaico. A célula fotovoltaica é responsável por converter energia luminosa em elétrica, e são elas que compõem os módulos fotovoltaicos, principal componente de uma usina geradora de energia fotovoltaica. (8)
Há diversos tipos de células solares disponíveis no mercado. Pode-se destacar a de Silício mono cristalino (mono-c-Si), silício policristalino (poli-c-Si), tecnologias de filmes finos de silício amorfo (a-Si), microamorfas (microcristalino/silício amorfo), telureto de cádmio (CdTe), cobre-índio-gálio-disseleneto (CIGS), concentrador-PV (CPV) e outras tecnologias emergentes. Cada célula constitui um módulo diferente, e suas principais características individuais são: material utilizado, processo de fabricação, eficiência e custo.
21
Dentre as tecnologias existentes, c-Si é a mais empregada atualmente. Esta tecnologia representa quase 90% das células no mercado (17), e isso acontece por diversos motivos: (i) o silício já é utilizado de maneira abundante na indústria de circuitos integrados (ii) o silício é o material mais abundante da terra, e portanto, suas propriedades físico-químicas são bem definidas e estudadas. As células do tipo c-Si são constituídas de wafers, substratos de Silício com formato geralmente quadrado de baixa espessura com pureza elevada (99,999 a 99,9999%) (18). Os wafers estão presentes nas células mono-c-Si, poli-c-Si e fita/filme de c-Si.
Os filmes finos têm surgido como uma boa alternativa tecnológica pois o seu custo de produção tem se provado menor em comparação com os c-Si. A tecnologia tem apresentado nos últimos anos um desenvolvimento bastante encorajador e o reflexo disso é o aumento da sua produção mundial. Uma aplicabilidade interessante deste tipo de material é em construções sem prejudicar a parte estética.
Há também a fabricação de células de Silício amorfo, a-Si, por processos de deposição química de plasma (PECVD). A tecnologia utiliza substratos baratos e/ou maleáveis, como polímeros e aços inoxidáveis (19). Estas células de silício amorfo não apresentam ordem cristalina, portanto o Gap entre as bandas de valência e condução também não são perfeitamente discretos. Uma vantagem é a capacidade de absorver até 100 vezes mais a luz incidente do que o silício cristalino. (20)
A tabela 6 apresenta um comparativo das tecnologias em relação a espessura e eficiência das células que foram discutidas anteriormente:
Tecnologia Espessura do material
(µm) Área (m²)
Eficiência (%)
Área para 1kWp (m²)
Mono-c-Si 200 1,4 - 1,7 (típico) 14 - 20 ~7
Poli-c-Si 600 1,4 - 1,7 (típico) 11 - 15 ~8
a-Si 1 ~1,5 4 - 8 ~15
a-Si/µc-Si 2 ~1,4 7 - 9 ~12
CdTe ~1 - 3 ~0,6 - 1 10 - 11 ~10
CIGS ~2 ~0,6 - 1 7 - 12 ~10
Tabela 6: Comparativo entre diferentes tipos de células solares (18)
22
Figura 13: Exemplo de uma célula solar (8)
Uma célula solar c-Si é descrita na Figura 13 a seguir. Ela é constituída de: (i) lâmina de silício cristalino tipo p dopada com boro, (ii) região n+ dopada com fósforo (o símbolo + indica que a concentração de dopante é superior a 1x1019 átomos/cm3), (iii) região p+ dopada com alumínio, para diminuir a taxa de recombinação na face posterior, também chamada de retrodifusor, (iv) malha metálica frontal de prata, também destinada à condução de eletricidade, (v) barras coletoras ou malha metálica traseira de alumínio prata, ou face traseira, responsável por recuperar a energia produzida, (vi) filme antirreflexo, responsável por maximizar a absorção de luz do wafer, que originalmente é muito opaco e (vii) filme para passivação.
3.2.1 Métodos de fabricação
Os métodos de fabricação das células solares passam por 5 etapas:
Purificação do Silício
Fabricação dos wafers
Dopagem
Texturização da superfície
Contatos metálicos
A seguir, detalha-se brevemente cada uma dessas etapas.
Purificação do Silício
Como discutido no capítulo anterior, o grau de pureza exigido para o silício utilizado nas células solares é bastante elevado, no mínimo 99,999%. Para obter tal padrão de pureza, pode-se utilizar a mesma matéria prima da indústria eletrônica, o silício de grau eletrônico (SiGE), com pureza de 99,9999999%, também conhecida como 9N (nove noves após a vírgula), ou o silício de grau
23
solar (SiGS), com 6N. Este apresenta menor custo, mas também não pode ser utilizado na indústria eletrônica. (8)
O SiGE é obtido por meio de uma rota fabril denominada procedimento Siemens, que parte do silício de grau metalúrgico (SiGM), com pureza de 99%. O SiGS é obtido pelo procedimento Siemens modificado, ou por outras rotas alternativas. O SiGM é obtido através da sílica (SiO2) em fornos de arco elétrico a temperaturas de 1800oC, de acordo com a reação abaixo:
𝑆𝑖𝑂2 + 2𝐶 → 𝑆𝑖(𝑠) + 2𝐶𝑂 (𝑔)(1)
O silício obtido por meio deste procedimento é impuro para aplicações na indústria fotovoltaica ou eletrônica (8). A purificação normalmente é feita por uma rota química, convertendo o silício em silanos. O processo Siemens modificado é utilizado para converter o SiGM em SiGS, e outros processos foram desenvolvidos para corrigir limitações desse processo como o Union Carbide e o Ethyl. Também, a empresa norueguesa Elkem desenvolveu um processo que converte o quartzo em SiGS, sem passar pela etapa de obtenção dos silanos.
Em suma, o processo Siemens consiste em 3 etapas:
Gaseificação do SiGM com HCl
Destilação
Deposição do silício puro
As etapas de gaseificação e destilação começam com a hidrogenação do silício cominuído com HCl em um leito fluidizado a 350oC, de acordo com a reação 2: (21)
𝑆𝑖(𝑠) + 3𝐻𝐶𝑙(𝑔) → 𝑆𝑖𝐻𝐶𝑙3(𝑔) + 𝐻2(𝑔) (2)
Para a última etapa, o Triclorosilano (SiHCl3) obtido é vaporizado e diluído com hidrogênio em um reator de deposição contendo barras de silício em formato de U de cabeça para baixo. Neste reator, as barras em U estão a 1100oC, fazendo com que quando o triclorosilano entre em contato, ele se dissocie e se deposite lentamente nas barras de acordo com a reação 3: (22)
𝑆𝑖𝐻𝐶𝑙3(𝑔) + 𝐻2(𝑔) → 𝑆𝑖(𝑠) + 3𝐻𝐶𝑙(𝑔) (3)
Este processo produz silício de altíssima pureza, podendo ser utilizado na fabricação das células solares. Porém, ele ainda deve passar por processos industriais que lhe garantirão o formato e a estrutura cristalina necessários para que ele seja transformado posteriormente em wafles. As etapas subsequentes dependerão se a célula será mono ou policristalina, sendo que o monocristalino é mais usado comercialmente e apresenta maior eficiência do que o policristalino. (21)
Fabricação dos wafers
O silício monocristalino pode passar por dois processos diferentes: o processo Czochralski, amplamente utilizado e difundido, e o Float Zone.
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Figura 14: Representação do processo de fabricação Czochralski (23)
No processo Czochralski, pedaços de silício puros são colocados dentro de um cadinho de quartzo. Este cadinho é envolto por espiras onde circulam corrente elétrica alternada. Dessa maneira, os pedaços de Si puro são aquecidos a uma temperatura de 1500oC, levemente maior do que seu ponto de fusão, tornando-se líquido. Em seguida, presa a uma haste, uma semente de silício de diâmetro pequeno e de orientação cristalográfica específica é colocada em contanto com este banho de silício líquido. Ela serve para simular a orientação desejada do silício que irá se cristalizar. O contato da semente com a superfície do líquido faz com que o processo de cristalização inicie, seguindo a mesma orientação cristalográfica da semente. O processo continua efetuando movimentos de rotação, da semente e do cadinho, em sentidos contrários. A haste é puxada verticalmente para que o processo seja uniforme ao longo do seu eixo. O produto final é um silício solidificado na forma de cilindro, também chamado de lingote. (8)
A Figura 14 a seguir ilustra o processo Czochralski:
Após este processo, os lingotes são cortados utilizando serras com fio para produzir os wafers. Devido à baixa espessura dos wafers (~200mm), os fios utilizados para o corte são, às vezes, tão espessos quanto os wafers, o que acarreta uma perda significativa de material neste processo.
Já o processo de Float Zone consiste utilizar um tarugo de silício com dimensões próximas das desejadas conectado a uma semente de silício monocristalina conectada na extremidade do tarugo. O tarugo é montado num sistema onde se tem uma espira de rádio frequência. Ao ligar a fonte de rádio frequência ocorre indução de corrente elétrica no sólido, fundindo-o localmente (23). A Figura 15 a seguir demonstra este procedimento:
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Figura 15: Representação do processo de fabricação Float zone (23)
A zona fundida é deslocada ao longo do tarugo, solidificando o material com a mesma orientação cristalográfica da semente.
Apesar de um produto final com maior qualidade do que o processo Czochralski, esta técnica não é utilizada em larga escala na indústria fotovoltaica. Os lingotes do Float zone apresentam menor quantidade de impurezas, pois durante a sua fabricação não entram em contato com outros materiais. Por outro lado, o produto final do Float zone tem menor resistência mecânica em relação ao do processo Czochralski, pois este apresenta maiores concentrações de oxigênio. Outro ponto importante é que o processo Czochralski permite a produção de lâminas com maior espessura. (8)
Para o Silício policristalino, este é formado por diversos grãos com diferentes orientações cristalinas. Geralmente são produzidas por fusão e solidificação em molde (solidificação direcional) e em menor escala pelo depósito de filme num substrato obtido com o método do transporte de vapor ou por imersão (24). As células policristalinas apresentam menor custo de produção do que as monocristalinas, entretanto sua eficiência também é menor, dado que os contornos de grão podem dificultar a condução de elétrons.
Para o Silício amorfo, este material caracteriza-se pela falta de organização a longo alcance no material. Por conta disso, em seu estado puro, ele não dispõe de propriedades interessantes para aplicações em dispositivos óticos e eletrônicos. Esta melhoria é feita graças a adição de hidrogênio em sua estrutura, que alivia as tensões internas da estrutura, lhe garante maior organização a longo alcance, diminuição da quantidade de defeitos e, consequentemente, melhora suas propriedades. (25).
Apesar de baixa eficiência em comparação com as outras células de silício (4 – 8%), as células feitas com silício amorfo são baratas devido ao baixo consumo energético para sua fabricação e a possiblidade de produzir em grande área, utilizando vidro e polímeros como substrato.
26
Dopagem
Como discutido no capítulo 2.1.5, a dopagem é o processo responsável por tornar os materiais semicondutores mais eficientes na condução de eletricidade. O Silício se arranja de uma maneira cúbica de face centrada, com 4 elétrons na camada de valência. Caso um dos átomos de Silício nesta célula seja substituído por um que apresente 5 elétrons na camada de valência, o resultado será uma estrutura desequilibrada, com um elétron sobrando na última camada. Este elétron pode ser utilizado para conduzir correntes, e são denominados portadores de carga (13). Dessa maneira, o silício passa a ser denominado tipo N, pois possui uma carga negativa a mais. Para que a condução aconteça de forma ótima, pode-se também dopar o Silício com um elemento cujos átomos possuam apenas 3 elétrons na camada de valência, o que vai também gerar um desequilíbrio de cargas elétricas no material com sinal positivo. Este ‘buraco’ assim gerado pode conduzir corrente, pois serve como ponto de absorção de cargas negativas, e materiais com essa característica são chamados de semicondutores tipo P. A placa de Silício é dopada diversas vezes para que se criem sucessivas regiões de interface NP. Estas regiões são o cerne para que o efeito fotovoltaico, explicado no capítulo seguinte, aconteça. (24)
Nas células solares, este processo pode ocorrer de diversas maneiras, como por exemplo, a fotoligrafia, CVD dentre outros.
Na fotolitografia, a dopagem é feita por meio de difusão em fornos de altas temperaturas, nos quais normalmente se utiliza boro para dopagem do tipo P e fósforo para a dopagem do tipo N. (26) A ideia da fotolitografia é baseada na utilização do Óxido de Silício (SiO2) como barreira para a difusão. Portanto, caso a superfície de um wafer (Silício puro) seja recoberta pelo óxido, a técnica permite removê-lo de maneira seletiva. Nessas áreas, o Silício puro fica exposto ao meio e pode ser dopado por difusão, como mostrado na Figura 16 seguinte:
Figura 16: Fotolitografia em células solares (26)
27
Os passos da fotolitografia, de forma resumida, são:
Oxidação da superfície, 800-1200oC
Aplicação do fotoresiste, um polímero fotossensível
Aplicação da fotomáscara, constituída de vidro e Cromo (opaco)
Exposição à luz UV, tornando o fotoresiste mais sensível
Remoção da parte do fotoresiste exposta a luz UV
Decapagem ácida da camada de óxido na parte não protegida pelo
fotoresiste (inerte à ação da decapagem)
Remoção do fotoresiste com auxílio de um solvente
O wafer agora pode ser submetido a dopagem propriamente dita, que ocorre geralmente em um forno a 1000oC em uma atmosfera contendo gás de fósforo ou boro. Este procedimento fotolitografia + dopagem é repetido diversas vezes até que diversas interfaces NP sejam formadas. (27)
Texturização da superfície
A texturização consiste em mudar a superfície do wafer de silício para obter melhor aproveitamento da luz incidente. A ideia da texturização é aumentar a área da superfície exposta ao Sol, o que maximiza a absorção de fótons pelo aumento da área exposta. Diminuir a refletância da superfície através da texturização também é um processo importante na melhoria da eficiência das células. Três tipos de texturização são utilizadas comumente: (i) randômica, (ii) pirâmides invertidas e (iii) colmeias. A texturização ocorre pelo ataque químico da superfície, utilizando um agente corrosivo NaOH (hidróxido de sódio), juntamente com o álcool isopropílico que é catalizador para esta reação. (28)
Contatos metálicos
Os contatos metálicos ficam na parte traseira e frontal das células solares. Podem ser constituídos de prata, alumínio ou cobre, e são responsáveis por ‘fechar o circuito’ das células solares, coletando a corrente elétrica gerada pelo wafer. Este procedimento também pode ser feito por fotolitografia
3.3 Efeito fotovoltaico
Considerando uma célula solar com duas regiões de dopagem, fósforo (n) e boro (p), na temperatura ambiente existe energia térmica suficiente para que praticamente todos os elétrons em excesso dos átomos de Fósforo estejam livres, e todas as lacunas criadas pelos átomos de Boro possam ter mobilidade. Neste exemplo, a dopagem do tipo P é feita com uma concentração (Na) de ~1:107, e a tipo N é feita com ~1:103 (Nd). As concentrações dos dopantes são propositalmente escolhidas com várias ordens de grandeza a mais do que a concentração dos portadores intrínsecos, a fim de criar regiões com predominância de cargas livres negativas ou positivas, denominadas de regiões tipo N e tipo P. (6)
Por conta disso, na região n, os portadores negativos (elétrons) são denominados portadores majoritários, e sua concentração é similar à concentração de dopantes Nd. Já as lacunas são os portadores minoritários, e
28
sua concentração é dada por p=ni2/Nd. Já para a região p, a situação dos
portadores se inverte, de maneira análoga.
A interface dessas duas regiões é chamada de região NP. Ali, o excesso de elétrons da região n se difunde para a região p, originando uma região com cargas elétricas positivas no lado n, que são íons P+, pois cada átomo de fósforo perdeu um elétron. Estes elétrons que passam do lado n para o p encontram as lacunas, tornando a esta região com cargas negativas fixas, que são íons B-, pois os átomos de B ganham um elétron. Estas correntes de difusão de portadores não continuam indefinidamente, pois o excesso de cargas na região NP produz um campo elétrico que impede a passagem de elétrons do lado n para o p, assim como a passagem de buracos da região p para a n. (8)
Assim que o equilíbrio é estabelecido, uma zona com cargas positivas e negativas é formada, chamada de zona de depleção, gerando um campo elétrico na junção pn e uma barreira de potencial. Esta zona recebe este nome pois lá não existem portadores, ou seja, n≈p≈0.
Para a região tipo p, supondo que este material seja exposto a fótons com energia maior do que a do Gap, os elétrons anteriormente localizados na banda de valência irão saltar para a banda de condução, gerando um par elétron – lacuna. Este par pode mover-se dentro do material aumentando sua condutividade elétrica, o chamado efeito fotocondutivo. Porém, se tais portadores de carga forem gerados na junção pn, então separados por campo elétrico, sendo os elétrons acelerados para o lado n e as lacunas para o lado p, gerando assim uma corrente elétrica através da junção no sentido da região n para a região p.
Tal separação dos portadores de carga pela junção PN dá origem ao efeito fotovoltaico. Para completar a célula fotovoltaica, existem os contatos frontais e traseiros. Se estes contatos estão conectados externamente por meio de um condutor, haverá condução de elétrons. (6)
29
3.4 Ponto de máxima potência
A potência de saída de uma célula fotovoltaica pode ser calculada pela corrente produzida pela célula multiplicada pela tensão. Cada célula (ou módulo) tem uma respectiva curva de potência, também conhecida como curva IxV que relaciona estas duas grandes (corrente e voltagem) com a irradiância do local. A Figura 17 mostra um exemplo de curva IxV. (29)
Figura 17: Curva IxV
Um dos pontos de maior interesse nessa curva é o ponto de máxima potência, situado na região do ‘joelho’ da curva, onde a relação IxV é máxima. A corrente produzida pelas células é diretamente proporcional a radiância e pouco afetada pela temperatura. Já a tensão e a potência decrescem com o aumento da temperatura. (29)
Ao longo do dia, a usina fotovoltaica está submetida a diferentes níveis de radiância. Dessa maneira, o ponto de máxima potência oscila dentro de uma faixa, consequentemente é necessário que exista um dispositivo capaz de otimizar a voltagem, aumentando o rendimento e a eficiência da geração.
Estes dispositivos seguidores do ponto de máxima potência são denominados de MPPT (Maximum Power Point Tracker), que operam de modo a regular a tensão e a corrente de um determinado arranjo fotovoltaico a fim de obter o máximo produto IxV.
É importante ressaltar que este dispositivo pode estar acoplado a outros constituintes da usina solar. Caso contrário, é possível adquiri-lo separadamente. (29)
30
4 USINAS SOLARES FOTOVOLTAICAS ON-GRID
As usinas solares fotovoltaicas são sistemas de produção de energia que, através da utilização de células fotovoltaicas, converte diretamente a energia luminosa em eletricidade. Cada usina é projetada especificamente para sua devida aplicação, e contém, geralmente 3 partes: (i) geração, (ii) condicionamento e, opcionalmente (iii) armazenamento. A parte (i) é constituída de módulos fotovoltaicos, sistema de cabeamento e estrutura de sustentação. A parte (ii) engloba os conversores cc.-cc., inversores, etc. Já a parte (iii) está relacionada a baterias e outras formas de armazenamento. Este último apresenta grande potencial para inovações, e será objeto de discussão no Capítulo 6.
Pode-se enumerar diversas vantagens técnicas das usinas fotovoltaicas sobre outras fontes de energia, dentre elas:
Não consome combustíveis fosseis
Não polui durante a fase de geração de energia
É silencioso
Resiste a intempéries
Exige pouca manutenção durante sua operação, sendo limpeza dos
painéis e revisão dos inversores as mais comuns
Permite flexibilidade do projeto quanto à potência instalada, podendo
incorporar outros módulos adicionais ao sistema
Neste capítulo serão discutidas as partes de geração e condicionamento, pois as usinas solares objeto deste trabalho não contém a parte de armazenamento.
4.1 Principais componentes
Geração - Módulos fotovoltaicos
Os módulos fotovoltaicos são as unidades básicas de uma usina fotovoltaica. Ele é composto por um conjunto de células fotovoltaicas, interligadas eletricamente e encapsuladas, a fim de gerar energia elétrica. Cada usina pode ser formada por dezenas, centenas ou até milhares de módulos, dependendo da aplicação.
A maneira com que as células são conectadas permite produzir tensão e corrente suficientes para a geração de energia. Cada célula apresenta tensão entre 0,5 a 0,8V, ou seja, não tão significantes para aplicações práticas. Dessa maneira, para atingir maiores níveis de tensão, as células são conectadas em série, arranjo no qual as tensões de cada célula são somadas, e a corrente se mantém constante. Ao mesmo tempo, as células são pouco espessas (~200µm), portanto, muito frágeis. Os módulos passam por processos de encapsulamento para garantir maior proteção mecânica e resistência a intempéries. A Figura 18 a seguir mostra os componentes de um módulo fotovoltaico. (30)
31
Figura 18: Representação das camadas de um módulo solar (31)
Figura 19: Curva que relaciona a variação de corrente com a incidência solar (32)
Os módulos são fabricados com o objetivo de obter maior produção por metro quadrado com o menor custo. Geralmente são compostos de uma película encapsulante de EVA, um polímero transparente que tem como função garantir que as células fiquem presas a estrutura, porém ainda muito maleáveis. O vidro vem em seguida, assegurando a resistência mecânica sem perda de transparência.
O desempenho dos módulos pode ser afetado por dois fatores principais: irradiância solar e temperatura das células. O primeiro, medido em W/m2 tem influência direta na corrente gerada pelo módulo. Ou seja, quanto maior a irradiância, maior a corrente, como mostra o gráfico da Figura 19.
Já a temperatura afeta de forma negativa a tensão das células, apresentando uma queda significativa em temperaturas mais elevadas. O ganho de corrente com o aumento da temperatura é muito pequeno em relação a queda de tensão, o que não compensa a perda causada pela diminuição de tensão, exemplificada no gráfico da Figura 20.
32
Figura 21: Ângulo Zenital (39)
Figura 20: Curva que relaciona a temperatura das células com a corrente (32)
Por conta deste efeito, foi definida a temperatura nominal de operação – NOCT (Normal Operating Cell Temperature). Esta temperatura é a temperatura que a célula atinge quando submetida, em laboratório, a determinadas condições de operação. Ela é função das propriedades térmicas e óticas dos materiais utilizados na construção do módulo, e varia entre 40 e 50oC. O módulo que apresenta menor NOCT tem melhor desempenho, pois terá menos perdas relacionadas a temperatura. (6)
Orientação dos módulos
A orientação dos módulos solares é um importante parâmetro de um projeto de uma usina solar. Ele está diretamente ligado à quantidade de irradiância que o módulo vai receber durante o dia, portanto uma boa escolha do posicionamento do módulo é fundamental para que a usina apresente boa produção energética.
As relações geométricas entre os raios solares e a superfície da terra são descritas por dois ângulos, zenital e azimutal, descritos a seguir.
O Ângulo zenital (θz) é a altura angular do sol no céu medido a partir da horizontal. Este ângulo varia ao longo do dia, e depende da latitude e do dia do ano, como mostrado na Figura 21 a seguir: (31)
33
Figura 22: Ângulo Azimutal (39)
A ideia principal do ângulo zenital é normalizar a latitude da terra em relação ao sol, fazendo com que os módulos recebam a maior quantidade de irradiância no decorrer dos dias. A melhor maneira de escolher este ângulo é fazê-lo igual a latitude do local. Com essa normalização, a irradiância ao meio dia é máxima e comparável ao nascer e ao pôr do sol. (5)
O segundo ângulo importante para a orientação dos módulos é o ângulo azimutal. Ele corresponde de maneira resumida à direção da bússola de onde o raio do sol está incidindo. Ao meio dia, o sol está no sul do hemisfério norte e ao norte do hemisfério sul. O Ângulo azimutal varia ao logo do dia, e durante os equinócios, ele nasce exatamente no Leste e se põe no Oeste, independente da latitude. Isso faz o ângulo azimutal 90o no nascer do sol e 270oC no pôr do sol, como ilustrado na Figura 22 seguinte:
Para parâmetros de projeto, este ângulo é máximo quando aponta para o sul no Hemisfério Norte, e quando aponta para o norte no Hemisfério sul. (5)
Inversor
O inversor é responsável por estabelecer uma ligação entre os módulos fotovoltaicos e a rede. Sua principal função é a conversão da corrente contínua gerada pelos módulos para corrente alternada, e ajustá-la para frequência e nível de tensão de rede em que está ligado (6).
De maneira resumida, existem 2 tipos de inversores: os de rede e os autônomos. De maneira autoexplicativa, os de rede servem para aplicações nas quais as usinas fotovoltaicas estão conectadas à rede de alimentação. Já os autônomos, trabalham sozinhos geralmente acoplados em sistemas com armazenamento.
Um inversor de rede transfere a energia produzida pela usina diretamente ao quadro de distribuição de força local, que é utilizada por toda a carga. Enquanto a usina estiver em operação (i.e. durante o dia), a energia produzida será
34
injetada e utilizada. Caso a energia produzida pelos painéis não for suficiente para suprir as demandas do sistema que eles alimentam, a carga compensa essa diferença buscando na rede pública. Se a energia produzida não for toda utilizada pela carga, o excesso é injetado na rede. (17)
No período da noite, quando as usinas não estão operando, a rede pública suprirá toda a demanda energética do sistema. Este gerenciamento é realizado pelo inversor e é totalmente automático. O Inversor também é capaz de calcular o ponto máximo de geração de energia, se desconectar da rede, registrar dados operacionais de geração de energia, proteger contra sobrecargas, etc.
Já os inversores autônomos funcionam acoplados a sistemas que possuem banco de baterias. Eles também têm a função de tolerar flutuações de tensão e proteger contra descargas profundas da bateria. (16)
A conversão de energia gera uma pequena perda no sistema, e isso é medido pela eficiência do inversor. Ela depende do método de conversão e filtragem utilizados. Sua expressão relaciona a potência de saída e a potência de entrada no inversor. Essa diferença de potência é ocasionada pelas perdas em comutadores eletrônicos, controladores e pelo sistema de armazenamento de dados operacionais.
𝜂 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎í𝑑𝑎 𝑒𝑓𝑒𝑡𝑖𝑣𝑎
𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑓𝑒𝑡𝑖𝑣𝑎 (11)
Onde: 𝜂 é a eficiência do inversor
Associado ao inversor, um dispositivo do tipo data logger pode ser acoplado, fazendo com que as informações da usina sejam exportadas em tempo real para um software de análise. Este software pode plotar gráficos da produção anual/mensal/diária, pode monitorar se alguma parte da usina está inoperante ou se está com rendimento abaixo da média, dentre outros fatores. Este dispositivo é imprescindível para usinas solares maiores, onde o controle deve ser cauteloso. Um problema pode passar imperceptível a uma conferência de rotina, mas com o auxílio do software as usinas estão sempre monitoradas (32).
4.2 Instalação
Um projeto de usina solar fotovoltaica permeia orientação de módulos, disponibilidade de área, disponibilidade de recurso solar, demanda a ser atendida, entre outros fatores.
Projetos de geração de energia devem atender os requisitos impostos pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), a fim de garantir a segurança e qualidade da energia elétrica. Os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) são o conjunto de normas que estabelecem a relação entre a ANEEL e as distribuidoras, além de padronizar as atividades técnicas. Para que o projeto seja homologado na distribuidora, ele deve atender diversos requisitos de acordo com sua potência instalada, como mostra a tabela 7 (33).
35
Equipamentos Potência
instalada até 100 kW
Potência instalada de 100 kW até 500 kW
Potência instalada de 500
kW a 1MW
Elemento de desconexão
Sim Sim Sim
Elemento de interrupção
Sim Sim Sim
Transformador de acoplamento
Não Sim Sim
Proteção de sub e sobretensão
Sim Sim Sim
Proteção de sub e sobrefrequência
Sim Sim Sim
Proteção contra desequilíbrio de
corrente
Não Não Sim
Proteção contra desbalanço de tensão
Não Não Sim
Sobrecorrente direcional
Não Não Sim
Sobrecorrente com restrição de tensão
Não Não Sim
Relé de sincronismo Sim Sim Sim
Anti-ilhamento Sim Sim Sim
Estudo de curto circuito
Não Sim Sim
Medidor de 4 quadrantes
Sim Sim Sim
Ensaios Sim Sim Sim
Tabela 7: Requisições técnicas da ANEEL para homologação de uma usina
(33)
Além dos requisitos técnicos da ANEEL, as distribuidoras locais têm seus próprios requisitos para homologação das usinas (34). No Rio de Janeiro, a Light exige um procedimento descrito na tabela 8 a seguir:
36
ETAPA AÇÃO RESPONSÁVEL PRAZO
1. Solicitação de acesso
a) Formalização da solicitação de acesso,
com o encaminhamento de documentação,
dados e informações pertinentes, bem como dos estudos realizados.
Acessante -
(b) Recebimento da solicitação de acesso.
Distribuidora -
(c) Solução de pendências relativas às informações solicitadas
Acessante Até 60 (sessenta) dias após a ação
1(b)
2. Parecer de acesso
(a) Emissão de parecer com a definição das
condições de acesso. Distribuidora
Se não houver necessidade de
execução de obras de reforço ou de
ampliação no sistema de
distribuição, até 30 (trinta) dias após a ação 1(b) ou 1(c).
3. Contratos
(a) Assinatura dos Contratos, quando
couber, e do Relacionamento
Operacional
Acessante e Distribuidora
Até 90 (noventa) dias após a ação
2(a)
4. Implantação da conexão
(a) Solicitação de comissionamento
Acessante Definido pelo acessante
(b) Realização de comissionamento.
Distribuidora Até 30 (trinta) dias após a ação 4(a)
(c) Entrega para acessante do Relatório de comissionamento.
Distribuidora Até 15 (quinze) dias
após a ação 4(b)
5. Aprovação do ponto de
conexão
(a) Adequação das condicionantes do
Relatório de comissionamento.
Acessante Definido pelo
acessante
(b) Aprovação do ponto de conexão, liberando-o
para sua efetiva conexão
Distribuidora
Até 7 (sete) dias após a ação 4(c),
desde que não haja pendências.
Tabela 8: Requisições da Light para homologação de uma usina (34)
37
Figura 23: Padrão de instalação de um sistema solar (34)
Passando da parte legal para a parte técnica, há 3 itens que garantem que a instalação seja feita de maneira correta e consiga ser homologada:
Padrão de entrada
Fixação dos módulos
Quadro geral e conexões
Padrão de entrada
Para que seja solicitada a adesão do sistema fotovoltaico à distribuidora, o padrão de entrada da unidade deve estar em acordo com as normas de baixa tensão e de geração distribuída da concessionária. (34)
A norma de cada concessionária permite obter os detalhes dos padrões de entrada. Dentre eles pode-se enumerar o tipo do aterramento, postes, ramais de ligação, posicionamento da caixa do medidor, dentre outras características. O tipo de instalação pode exigir um dispositivo de seccionamento visível, responsável pela proteção de algumas partes do sistema.
Por último, o medidor convencional (caso exista) deve ser substituído por um bidirecional, que contabilizará a diferença entre o valor de energia elétrica injetada na rede pelo sistema fotovoltaico e a consumida. A Figura 23 a seguir mostra um exemplo de padrão de instalação:
38
Figura 24: Exemplos de estrutura metálica de uma usina solar (8)
Fixação dos módulos
A fixação dos módulos tem papel fundamental em um projeto fotovoltaico. A escolha do local deve levar em consideração alguns fatores, como o sombreamento das estruturas vizinhas sobre os módulos, facilidade de acesso à estrutura, e é importante garantir que a estrutura não sofra influência do vento.
Vale ressaltar a importância de garantir uma ventilação mínima do local para que o calor produzido pela ação dos raios solares seja dissipado. Como discutido no capítulo 4.1, temperaturas muito elevadas influenciam negativamente a performance dos módulos, podendo até comprometer seu funcionamento normal.
De maneira a garantir que os esforços realizados pela estrutura sejam sempre menores do que os máximos garantidos, a dimensão dos módulos deve ser observada, assim como a velocidade do vento no local. Deve-se comparar com as especificações do fabricante do suporte, ou adequar o projeto às condições locais. A estrutura também deve permitir um afastamento seguro entre os módulos, a fim de evitar danos mecânicos aos mesmos conforme sua dilatação.
Os suportes metálicos utilizados para fixação devem se adaptar ao terreno ou a estrutura do prédio onde serão instalados os módulos, bem como às estratégias de ajuste de inclinação e orientação. Os módulos devem ser montados sobre esta estrutura que deve ser rígida e de geometria adequada para dar orientação necessária, garantindo máxima captação de luz, e, por conseguinte, maior geração de energia. (35)
Além disso, a estrutura deve estar eletricamente aterrada e ser fabricada com materiais menos suscetíveis à corrosão, principalmente em ambientes com condições ambientais mais agressivas.
Os suportes podem ser instalados sobre estruturas de sustentação no solo, postes, fachadas, telhados, terraços de edificações, dentre outros. A Figura 24 mostra um exemplo de estrutura:
39
Figura 25: Quadro elétrico usado em usinas solares (40)
Quadro geral e conexões
Em sistemas com mais de uma fileira de módulos, os cabos e as ligações em paralelo deverão ser feitas dentro de um quadro elétrico, em associação com as proteções (fusíveis, etc.). Estes quadros devem ser IP65, que demanda uma conexão ao equipotencial ou condutor de terra ligado à carcaça do quadro. Estes quadros já estão presentes no mercado brasileiro, e já vêm com sistemas de proteção adequados às normas vigentes brasileiras. A Figura 25 mostra um exemplo de um quadro de elétrico: (35)
Para as conexões entre os módulos, são necessários terminais de ligação. Podem-se utilizar os modelos MC4, Tyco e WM4, que permitem fácil ligação entre os cabos dos módulos. Em cada módulo há uma chamada caixa de junção (Figura 26), que serve para interconectar os módulos. Ela possui três terminais (+, - e PE), e já possuem o diodo de bloqueio by-pass. (35)
Por fim, para grimpar os conectores (Figura 27), há um tipo de alicate específico para este fim. Deve-se assegurar a correta conexão dos cabos e conectores, com o intuito de evitar arcos elétricos, incêndios ou derretimento do isolamento.
40
Figura 26: Caixa de junção (41)
Figura 27: Conectores elétricos (41)
4.3 Operação e Manutenção
A operação de um sistema fotovoltaico é silenciosa, simples e requer muito pouca interferência humana para seu funcionamento. Mesmo assim, todos os sistemas devem passar por operações periódicas de vistoria e manutenção para garantir a eficiência dos módulos e a vida útil prevista pelo fabricante. Recomenda-se fazer revisões periódicas nos módulos, inversores e cabos, principais componentes das usinas.
41
Há diversos aspectos relacionados a esses 3 componentes (módulos, inversores e cabos) que podem acarretar diminuições de eficiência no sistema durante a operação. Tais perdas podem incluir: diminuição da penetrabilidade dos raios solares por sujidade (acúmulo de sujeira), sombreamento, mismatch, cabeamento, conexões, degradação induzida pela luz, perdas indicadas na placa de identificação, idade do sistema, disponibilidade operacional e perdas no inversor (36). Os valores padrões para estes itens estão listados na tabela 9.
Item Valor típico (%) Range (%)
Sujeira 5 2 - 25
Sombreamento 0 0 - 100
Mismatch 2 1,5 - 3
Cabeamento 2 1 - 3
Conexões 0,05 0,3 - 1
Degradação induzida pela luz 2 1 - 10
Perdas na placa de identificação 0 0 - 15
Idade do sistema 0 -
Disponibilidade operacional 2 0,5 - 100
Inversor 4 4 - 7
Tabela 9: Perdas em uma usina solar (36)
Perdas por sujeira, poeira ou outros materiais desta natureza ocorrem quando estes materiais estão localizados na superfície do módulo, dificultando a passagem de irradiação para as células. Este fenômeno é dependente principalmente da localização da usina e do clima local. Ele é intensificado em locais de alto tráfego de carros/caminhões, altos níveis de poluição com pouca incidência de chuvas.
Perdas por sombreamento são reduções na irradiação causada por sombras de objetos perto da usina, como construções, árvores, ou sombras do próprio arranjo dos módulos. É necessário que se faça um estudo prévio de sombreamento do local de instalação para evitar grandes perdas deste tipo. O crescimento de árvores no entrono da usina também deve ser monitorado a fim de avaliar se este fenômeno pode causar alto nível de sombreamento.
Perdas por mismatch envolvem perdas elétricas devido a pequenas imperfeições na fabricação entre os módulos, levando a uma diminuição da tensão global da usina. Isso ocorre, pois, módulos com menor fotocorrente limitam o desempenho do conjunto, e, por conseguinte, a eficiência global da usina é afetada.
42
Perdas por cabeamento ocorrem devido à resistência ôhmica dos fios, que induzem perdas por transmissão entre os módulos e os terminais da usina. Este fato é conhecido e sempre presente em projetos elétricos.
Perdas por conexão estão associadas às perdas resistivas nos conectores do sistema.
Perdas por degradação induzida da luz é um fenômeno no qual as características elétricas da célula são alteradas quando exposta a luz. Ela ocorre apenas nas primeiras horas de operação das usinas, mas causa perdas permanentes de eficiência. Este efeito ocorre quando células fabricadas pelo método Czochralski são expostas a luz, um complexo de Boro-oxigênio pode causar complexos de defeitos na estrutura do wafer ao sofrerem recombinação.
Perdas na placa de identificação é dada pela baixa acurácia da especificação das condições padrão de teste, as quais o fabricante submete os módulos para medição de geração de energia. Ou seja, supondo um módulo de 300W, talvez este não gere 300W sobre as condições de operação locais, pois as condições de teste utilizadas pelo fabricante foram diferentes das condições locais.
Perdas por idade do sistema são aquelas causadas naturalmente pelo intemperismo. O fabricante pode informar quais são as perdas por idade, p.ex. 10% a menos de eficiência após 10 anos de operação.
Perdas por disponibilidade operacional são devidas a operações de manutenção planejadas e não planejadas, ou interrupções na rede. Como os módulos precisam passar por operações de manutenção todos os anos, estes precisam ficar desligados, e, portanto, inoperantes.
É importante notar que o coeficiente total de perdas não é a soma das perdas individuais (37). O total de perdas é calculado multiplicando a redução causada por cada perda Li (%), como mostrado na equação 12.
𝐿𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙(%) = 100 [1 − ∏ 1 −𝐿𝑖
100𝑖
] (12)
Os valores encontrados para Ltotal devem ser multiplicados pela eficiência nominal do inversor para contabilizar as perdas totais do sistema.
Para diminuir os efeitos das perdas ou pelo menos manter-lhes constante ao longo dos anos, deve-se adotar procedimentos de manutenção preventiva na usina, descritos nas seções seguintes.
Módulos fotovoltaicos
Os módulos comuns presentes no mercado apresentam garantia entre 3 e 5 anos, e asseguram rendimento mínimo (~80% do rendimento original) durante 25 anos. Portanto, ao se constatar defeitos cobertos nos termos da garantia, os módulos devem ser substituídos pelo fabricante. De maneira geral, por conta da simplicidade da operação, os módulos não costumam apresentar defeitos quando estão instalados e em funcionamento. (6)
43
Os módulos podem ser inspecionados em relação aos seus aspectos físicos e elétricos, sendo o primeiro uma inspeção visual e o ultimo com o auxílio de aparelhos de medição elétricos.
Para a inspeção visual, deve-se constatar as condições físicas de cada módulo, assegurando que a superfície de cima está limpa e íntegra, as células não apresentam sinais de trincas e descoloração, e se a estrutura de fixação não está danificada estruturalmente devido a ações de corrosão. Pode-se também analisar se há crescimento de árvores perto da instalação cuja sombra está comprometendo a eficiência das usinas. (31)
A limpeza dos módulos deve ser efetuada com o auxílio de uma flanela limpa e água. É importante assegurar que a flanela esteja limpa e livre de partículas abrasivas para evitar que a superfície ganhe riscos desnecessários e extremamente prejudiciais para o sistema. É interessante notar que esta limpeza deve ser efetuada no início da manhã ou ao anoitecer, de forma a evitar possíveis choques térmicos que possam comprometer a coberta dos módulos.
Caso os módulos estejam instalados em locais com elevada incidência de poeiras, recomenda-se limpá-los com mais frequência, pois a sujeira pode comprometer o desempenho do sistema.
A inclinação dos módulos também deve ser verificada periodicamente com o auxílio de algum objeto que meça ângulos (clinômetro ou transferidor) e comparada com a inclinação do projeto original. Desvios de até 5o são toleráveis para este tipo de sistema. (32)
Em relação aos aspectos elétricos do sistema, há dois parâmetros que avaliam o desempenho da usina: A tensão de circuito aberto (Voc) e sua corrente de curto circuito (Isc). Geralmente, essas medidas são feitas ao mesmo tempo para este sistema.
A tensão de circuito aberto é medida com os módulos desconectados do sistema e com o auxílio de um voltímetro. Pode ser medida a Voc do sistema, ou de uma fileira de módulos (conectados em série). Caso alguma fileira apresente Voc muito diferente das outras, que, pela natureza da conexão em paralelo, deveriam ser iguais, pode-se efetuar a medição em cada módulo da série para identificar aquele defeituoso. Desvios de até 15% da Voc informada pelo fabricante são aceitáveis.
A corrente de curto circuito é medida de maneira similar à tensão de circuito aberto. Pode-se medir a Isc das fileiras do sistema, e comparar os valores entre si, que devem ser similares. É possível comparar os valores de Isc informados pelo fabricante com os valores medidos. Desvios de até 15% da Isc entre fileiras, bem como os valores esperados, são considerados aceitáveis. (36)
A tabela 10 a seguir correlaciona sintomas, causas e ações corretivas que podem ser tomadas em relação à operação dos módulos.
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Sintoma Causa Resultado Ação corretiva
Nenhum fluxo de corrente de carregamento
Dispositivos de proteção e seccionamento (chaves, fusíveis, disjuntores etc.) abertos, danificados ou desconectados; cabeamento rompido ou oxidado; conexões frouxas ou oxidadas
Baterias pouco carregadas ou com carregamento insuficiente: baixa tensão da barra
c.c. ou baixo SOC.
Fechar chaves, substituir fusíveis (determinar o motivo pelo qual os dispositivos de proteção, como fusíveis, disjuntores etc., estão abertos, danificados ou desconectados, antes de substituí-los ou monta-los novamente); reparar ou substituir o cabeamento danificado.
Apertar e limpar as conexões.
Baixo fluxo de corrente de carregamento
Módulos sombreados
Queda de tensão na saída do gerador
Remover causa do sombreamento Interconexões do
gerador quebradas ou oxidadas
Reparar as interconexões
Diodos de bloqueio ou de desvio defeituosos
Substituir os diodos defeituosos
Módulos danificados ou defeituosos
Substituir os módulos afetados
Baixos níveis de irradiância solar disponíveis
Esperar por tempo ensolarado
Módulos sujos Limpar os módulos
Orientação e/ou inclinação incorretas do gerador
Corrigir a orientação e/ou inclinação
Baixa tensão no gerador
Cabeamento do gerador para o sistema de condicionamento de potência subdimensionado ou muito longo
Queda de tensão na saída do gerador
Substituir o cabeamento subdimensionado
Tabela 10: Medidas de causa, efeito e ação corretiva em módulos solares (38)
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Inversores
Na inspeção de inversores, deve-se verificar suas condições de operação e os medidores integrados ao display do equipamento. O inversor deve estar limpo, seco, ventilado e em ambiente seguro. O ruído do inversor também deve ser levado em consideração, caso este apresente alguma alteração.
Deve-se observar no painel do inversor se houve algum acionamento inesperado de alarme, informando alguma condição imprópria de funcionamento do equipamento, como, por exemplo, sobrecarga ou curto circuito na saída de corrente alternada. Os fusíveis também devem ser verificados se estão intactos, para garantir que uma próxima sobrecarga não venha danificar o aparelho. (14)
Um aspecto importante da inspeção de inversores é garantir que ele realmente esteja alimentando as cargas de corrente alternada de maneira adequada. Este procedimento é feito medindo a tensão e a frequência de saída.
Outro ponto relevante é a medida da corrente no lado de saída de corrente contínua do inversor. Deve-se também medir a queda de tensão sob carga entre o inversor e a bateria e a respectiva corrente, o que permite calcular o valor da resistência que acarreta nas perdas de eficiência entre estes componentes. (5)
Falhas em inversores são principalmente causadas por dimensionamento incorreto do inversor, pelo efeito de descargas atmosféricas e por falha do circuito eletrônico.
A tabela 11 a seguir correlaciona sintomas, causas e ações corretivas que podem ser tomadas em relação a operação dos módulos.
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Sintoma Causa Resultado Ação corretiva
Nenhuma saída do inversor
Dispositivos de proteção e seccionamento (chaves, fusíveis, disjuntores etc.) abertos, danificados ou desconectados; cabeamento rompido ou oxidado
Nenhum fluxo de energia através do inversor
Fechar chaves, substituir fusíveis(determinar o motivo pelo qual os fusíveis ou os disjuntores estão abertos, danificados, ou desconectados, antes de substituí-los ou montá-los novamente); rearmar os disjuntores; reparar ou substituir o cabeamento danificado.
Baixa tensão c.c. no inversor,
Ou controlador de carga aberto
Nenhum fluxo de energia disponível para o inversor
Permitir que as baterias recarreguem
Temporizador (timer) demora para dar partida no inversor, quando em modo de espera
Alguns segundos de atraso depois de dar partida na carga
Esperar alguns segundos depois de dar partida nas cargas
Desconexão do inversor por tensão elevada
Inversor não dá partida
Conectar cargas c.c.às baterias e operá-las por tempo suficiente para baixar a tensão das baterias. Ajustar a tensão final de carga no controlador de carga, caso possível, ou então substituí-lo;
Verificar a tensão máxima c.c suportada pelo inversor, e substituí-lo caso esteja com problema
Aquecimento excessivo dos motores durante operação
Uso de inversor de onda quadrada
Componentes harmônicas da forma de onda sobreaquecem os enrolamentos
Substituir o inversor por outro com forma de onda senoidal
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Cargas operam inadequadamente
Correntes excessivas exigidas pelas cargas
Tensão do inversor muito baixa para as cargas
Reduzir a potência das cargas ou substituir o inversor por outro de maior capacidade
Uso de inversor de onda quadrada
Utilizar cargas c.c. ou substituir o inversor por outro com forma de onda senoidal Inversor defeituoso Substituir o
inversor
Motores operam com velocidade errada
Inversor não possui dispositivo para controle de frequência
Frequência na saída do inversor varia com a tensão da bateria
Substituir o inversor por um que possua dispositivo para controle de frequência
Atuação do circuito de proteção (disjuntor) do inversor
Cargas operam com surto de corrente muito elevado
Correntes excessivas exigidas pelas cargas
Reduzir a potência das cargas ou substituir o inversor por outro de maior capacidade
Tabela 11: Medidas de causa, efeito e ação corretiva um inversor (38)
Cabos
Para o sistema de cabos, todas as conexões devem estar firmes e livres de danos. Deve-se observar a ocorrência de ligações frouxas e oxidadas, também fios desconectados no sistema. Quando necessário, deve-se limpá-las, apertá-las ou até mesmo substituí-las. Uma conexão ruim pode causar um arco elétrico, aumentando a temperatura e causando eventualmente a avaria de equipamentos.
Verificar a presença de fusíveis e disjuntores danificados ou acionados.
Verificar se há ocorrência de curtos-circuitos entre cabos, quando os fios de fase e neutro estão desconectados, ou a ocorrência de falta de terra, quando um dos dois fios estão desconectados. Essa verificação pode ser feita com o sistema desligado e com o auxílio de um multímetro. (38)
Análise de dados de um sistema fotovoltaico
Um sistema fotovoltaico gera dados em tempo real. Estes dados permitem fazer uma avaliação do desempenho da usina, entendendo variações sazonais de produção ou problemas técnicos que possam vir a ocorrer. O ideal é que o sistema de aquisição e transmissão de dados seja feito de maneira automática para um software específico de monitoramento de usinas fotovoltaicas.
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Os inversores são responsáveis pela aquisição de dados, mas o armazenamento e a transmissão podem ser auxiliados por um dispositivo chamado data logger, específico para este fim. Ele permite que a transmissão dos dados seja feita para um software estabelecido pelo usuário ou pelo fabricante.
Geralmente, dados como tensão, corrente, potência e energia são monitorados, tanto da parte de corrente contínua, quanto da parte de corrente alternada. As variáveis climáticas podem ser monitoradas por sensores dedicados, assim como os valores de temperatura ambiente, temperatura da superfície superior dos módulos, irradiância, dentre outros.
A avaliação destes dados permite identificar o funcionamento adequado da usina, ou identificar algum problema relacionado a falha no inversor, na ligação dos cabos, isolamento, fusíveis, módulos, etc.
Um outro ponto relevante do sistema de monitoramento são os dados de geração de energia. A avaliação do desempenho pode ser feita pela comparação entre os dados obtidos pelo sistema de monitoramento e os resultados da simulação de produção de energia, utilizando softwares especializados. Pode-se comparar a quantidade de energia injetada na rede em um dado período com a produtividade simulada para um determinado período.
4.4 Modelos regulatórios
A crescente preocupação global com relação ao aumento de utilização energética e escassez de fontes de energia forma um cenário favorável para o surgimento de fontes alternativas de energia. Elas surgem como opção interessante não só para a geração de energia, mas também como uma grande cadeia de valor que movimenta a economia e incentiva o intercâmbio de tecnologia e valores entre os países. Por conta disso, governos estão passando a incentivar a implantação de energia solar em seus territórios. Há dois modelos hoje em dia praticados de maneira ampla ao redor do mundo: o feed in tarif e o net metering. O foco do presente trabalho é em sistemas baseados em net metering, que será discutido em maior profundidade.
O feed in tarif consiste no pagamento de uma tarifa, pelas concessionárias de energia locais, para a geração de energia produzida pelas instalações de energia solar, denominado buy back rate. Os preços pelos quais o kWh gerado é comprado variam entre os países, dependendo das tarifas sazonais e da agressividade da implementação do programa em cada país.
O net metering foi regulamentado no Brasil por meio da resolução ANEEL REN 482/2012. Ele consiste em uma política energética de incentivo à geração de energia descentralizada, isto é, um sistema isolado, próximo do consumidor, capaz de suprir parcial ou totalmente sua demanda. Este sistema funciona com a unidade consumidora de energia conectada à rede da distribuidora e à planta fotovoltaica. Com o auxílio de um medidor bidirecional de energia, o consumidor contabiliza o quanto de energia ele consumiu da rede e o quanto ele produziu pelos seus sistemas fotovoltaicos.
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Ao final de um determinado período, caso o consumidor tenha utilizado mais energia do que gerou, tem de pagar à concessionaria a diferença líquida. No caso de gerar mais energia que a necessária, a concessionária pode pagar esse excedente ao preço do custo evitado. A rede da concessionária funciona como um sistema virtual de armazenamento de energia, que pode ser utilizada conforme o necessário. (31)
A principal vantagem deste sistema é a simplicidade de sua implementação, onde um único medidor, que gira em sentido contrário no momento em que a produção supera o consumo. Este é o incentivo para encorajar a disseminação de energias renováveis sem a utilização de recursos financeiros públicos. A concessionária se beneficia pois reduz as perdas nas linhas de transmissão e distribuição, atende melhor os picos de demanda localizados e pode melhorar seus investimentos em subestações e capacidade adicional para transmissão.
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Figura 28: Esquema de instação das usinas
5 USINAS SOLARES DO LABORATÓRIO DE HIDROGÊNIO
O Laboratório de Hidrogênio está implementando duas usinas solares no campus da Ilha do Fundão – UFRJ, com capacidades instaladas de 99,8kW e 20kW. Elas serão instaladas acopladas à rede de distribuição de energia da light, e funcionarão de acordo com o modelo regulatório net metering.
A maior usina, localizada na Divisão de Transportes da UFRJ, Usina da Garagem, é destinada a abastecer parcialmente uma estação de produção de hidrogênio por eletrólise da água, para aplicações em pilhas a combustível. Já a menor usina tem como objetivo suprir parcialmente a demanda de energia do novo Laboratório de Hidrogênio, localizada em um prédio que está sendo construído no campus, Usina do Prédio LabH2.
Os dois casos apresentam parâmetros muito similares em relação a ângulo azimutal e zenital, sombreamento, perdas, etc., sendo a principal diferença entre eles a quantidade de módulos/potência instalada. Em vista disso, ambos os casos serão descritos na seção 5.1, mas apenas o caso da maior usina será descrito em maior detalhe nas seções subsequentes.
5.1 Descrição dos casos
As usinas fotovoltaicas foram projetadas para serem conectadas na rede de distribuição, para serem automáticas e com aparelho de monitoramento remoto. Os módulos fotovoltaicos são constituídos de silício policristalino, que, como discutidos no capítulo 3.2, apresentam alta eficiência e longo tempo de vida. A escolha desta tecnologia também foi baseada em custo benefício, ponto vital em qualquer projeto de engenharia.
As usinas serão instaladas de acordo com o esquema da Figura 28:
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Figura 30: Local de instalação da Usina da Garagem
A usina da garagem está localizada na garagem da UFRJ, como mostra a Figura 29. O local de instalação dos módulos está destacado em vermelho nas Figuras 29 e 30.
Figura 29: Local de instalação da Usina da Garagem
Já a usina do Prédio LabH2 está localizada no novo prédio do Laboratório de Hidrogênio, destacado na Figura 30.
Características técnicas
As usinas são capazes de gerar tensões de 440VAC, 60Hz com capacidade de geração de 100kW para a garagem, e 20kW para o prédio.
A Usina da Garagem foi projetada com as seguintes características:
100kW de capacidade de geração
Inversor trifásico com saída de 100kW, 440VAC, 60Hz, adequado para a
rede de energia local
Sistema de fixação dos módulos fotovoltaicos adequados para telhados
planos
Gabinete de proteção de corrente contínua
Sistema de monitoramento remoto
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Orientações geográficas
Os parâmetros de orientação geográficos dos painéis da garagem seguem a inclinação do telhado da coberta do local. Para o ângulo azimutal, este é de 50o na direção noroeste. Para o ângulo zenital, ou ângulo de inclinação, este está fixado em 10oC. Os parâmetros da outra usina são similares.
5.2 Simulações de geração de energia
Simulações de geração de energia são modelos matemáticos que tentam prever a quantidade de energia que uma usina irá gerar em um determinado período do ano. Há diversos modelos utilizados para tal fim, e geralmente estes abrangem equações cujos inputs são de dados de irradiação solar local, dados técnicos da usina e do local de instalação. Os dados de irradiação solar local normalmente são dados obtidos por meio de piranômetros, os dados das usinas são disponíveis nos datasheets dos componentes, e os dados de instalação podem ser obtidos via softwares específicos ou com medições locais.
As equações que descrevem o comportamento das usinas podem ser resolvidas analiticamente ou numericamente. Enquanto as equações analíticas são mais fáceis de resolver e dão um resultado melhor sobre a operação das usinas, elas se tornam mais complicadas na medida em que mais fatores são considerados no modelo. Como a capacidade computacional vem aumentando nos últimos anos, é mais fácil escrever um programa que seja capaz de resolver diversos casos, a modelar casos específicos. Este procedimento é automatizado e aplica-se para vários casos com boa acurácia, o que dá uma noção considerável sobre a operação de uma usina sem consumir muito tempo. Mas, como a simulação analítica é personalizada caso a caso, os resultados costumam ser mais fiéis à realidade. Portanto, para resultados mais rápidos, pode-se utilizar uma simulação computacional com resultados aceitáveis. Para resultados mais próximos da realidade, podem-se utilizar modelos analíticos.
Para a usina da Garagem, desenvolveu-se uma metodologia que permite utilizar simulações computacionais de maneira ainda mais próxima da realidade, e personalizada para os casos do laboratório ou em seu entorno. A ideia é fazer uma simulação analítica, próxima da realidade, e uma simulação computacional, com os parâmetros do programa. Dessa maneira, pode-se calcular a diferença entre o output dos dois métodos, e corrigir o programa para os casos similares ao laboratório. Isto permite que análises sejam feitas de partes do projeto, ou algum projeto próximo com parâmetros similares. Outro ponto positivo desta correção é que quando novos dados de irradiação ficam disponíveis no programa, tem-se nova simulação computacional corrigida com parâmetros da simulação analítica, portanto similares à realidade do local.
Simulação computacional
Para a simulação computacional, utilizou-se o software NREL PVWatts ®, disponível em http://pvwatts.nrel.gov/. Este programa permite que o usuário coloque parâmetros da usina e determinados parâmetros locais, possuindo banco de dados sobre insolação de diversas partes do Globo. Embora bastante
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completo, ele não permite uma vasta personalização dos parâmetros da usina e locais, e utiliza-se várias vezes de valores padrão.
Os inputs do programa são:
Parâmetros da usina:
Tamanho do sistema (kW)
Tipo da tecnologia do módulo (Comum, premium e filme fino)
Tipo do arranjo (Superfície plana, telhado, rastreador em 1 ou 2 eixos)
Perdas no sistema (Mismatch, cabeamento, conexões, idade do sistema, disponibilidade e degradação induzida pela luz)
Ângulo de inclinação e azimutal (deg)
Parâmetros locais:
Perdas por sujeira
Sombreamento
Neve
O resultado da simulação é mostrado da seguinte maneira:
Figura 31: Resultado da Simulação de Energia
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Portanto, segundo o programa, a Usina da Garagem pode gerar até 145.392kWh por ano.
Simulação analítica
A metodologia para a simulação analítica foi a seguinte:
1 - Aquisição dos dados de irradiação local
2 - Normalização para o plano de incidência dos módulos
3 - Cálculo das perdas do sistema
4 – Cálculo da geração estimada de energia
1) O software da simulação disponibiliza os resultados em intervalo de horas, em um arquivo .csv com as seguintes colunas: Mês, Dia, Hora, Irradiância do raio (W/m2), Irradiância difusa (W/m2), Temperatura ambiente (oC), Velocidade do vento (m/s), Irradiância no plano de incidência dos módulos (W/m²), Temperatura da célula (oC), Energia produzida em corrente contínua (W), Energia produzida em corrente alternada (W). É importante ressaltar que há dados sendo gerados em todas as horas do dia. A simulação analítica fará as contas de simulação para cada hora de cada dia do ano.
A etapa 2), Normalização para o plano de incidência dos módulos, consiste em corrigir os dados de irradiância do raio e difusa para o plano de incidência dos módulos.
A Irradiância no plano dos módulos é uma equação de 2 componentes:
𝐼𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐼𝑟𝑎𝑖𝑜 + 𝐼𝑑𝑖𝑓𝑢𝑠𝑎(13)
A parcela Iraio corresponde a energia que chega na superfície do módulo. Esta depende não apenas da energia enviada pelo sol, mas também do ângulo entre o módulo e o sol. Quando a superfície do módulo e o sol estão perpendiculares entre si, a densidade de energia na superfície é igual à emitida pelo sol. Entretanto, como o ângulo entre o sol e a superfície do módulo está continuamente mudando, a densidade de energia no módulo será menor do que àquela incidente do sol. Já a parcela Idifusa é aquela que chega no módulo de maneira indireta, resultante da ação da difração nas nuvens, poeiras em suspensão e outros obstáculos na atmosfera.
A quantidade de radiação solar incidente em uma superfície de um módulo é o componente da radiação solar incidente perpendicular à superfície do módulo. A Figura 32 a seguir mostra como calcular a radiação incidente em uma superfície inclinada (Smódulo), fornecendo tanto a radiação solar medida em uma superfície horizontal (Shoriz) ou a radiação solar medida perpendicular ao sol (Sincidente).
55
Figura 33: Raio solar como um vetor
Figura 32: Decomposição do raio solar incidente na superfície do módulo
As equações que relacionam Smódulo, Shoriz e Sincidente são:
𝑆ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙 = 𝑆𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠𝑖𝑛(𝛼)
𝑆𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 = 𝑆𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠𝑖𝑛(𝛼 + 𝛽)
Consequentemente,
𝑆𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 =𝑆ℎ𝑜𝑟𝑖𝑧𝑜𝑛𝑡𝑎𝑙sin(𝛼 + 𝛽)
𝑠𝑖𝑛(𝛼) (14)
Onde α é o ângulo de elevação e β é o ângulo de inclinação do módulo medido a partir da horizontal.
Porém, na medida em que o número de inclinações e orientações se torna mais complicado, é mais fácil converter as direções solares azimutais e de inclinação em vetores. A simplicidade em usar vetores vem do fato de que a redução na intensidade da luz em uma superfície inclinada é o produto escalar entre o vetor do raio incidente e a normal do módulo, como mostra a Figura 33:
56
Agora, pela equação 15, nota-se que Smódulo é a parcela Itotal da equação 14.
𝑆𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 = 𝑆𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒𝑐𝑜𝑠(𝛾) = 𝑆𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡𝑒𝑆. 𝑁 (15)
Onde S é o vetor unitário que aponta para o sol, N é o vetor unitário normal à
superfície do módulo e 𝛾 o ângulo entre eles
A parcela Idifusa é dada diretamente pelos dados medidos pelo programa, e não depende da orientação do módulo.
Este modelo foi utilizado para o passo 2), obtendo a primeira diferença entre o software e o modelo analítico, onde o software utiliza-se um outro modelo para calcular a etapa 2). A diferença é relativamente pequena, na ordem de ~5%.
Já o Passo 3) baseia na seção 4.3 deste trabalho, onde a tabela 9 representa os percentuais de perda no sistema, e a equação 12 a metodologia para calculá-los. Segue a tabela de perdas consideradas para as usinas:
Item Valor considerado (%) Erro (%)
Sujeira 5 2
Sombreamento 3 2
Mismatch 1 2
Cabeamento 1 3
Conexões 0,05 0,02
Degradação induzida pela luz 2 2
Perdas na placa de identificação 0 -
Idade do sistema 0 -
Disponibilidade operacional 0 5
Inversor 1,8 0,2
Tabela 12: Perdas consideradas no sistema
As premissas para os valores considerados derivam de valores de datasheets dos equipamentos, softwares de apoio de simulação e valores padrão de referência. Por exemplo, as perdas no inversor, nos cabos, na placa de identificação foram obtidas nos datasheets dos equipamentos. Os valores de sujeira, mismatch, conexões, degradação induzida da luz foram considerados valores de referência padrão. A idade do sistema é sabidamente igual a zero, e como não se espera perdas em relação à disponibilidade operacional no primeiro ano, seu valor também é zero. Para o sombreamento, foi utilizado um software online de apoio chamado Easy-PV, que permite desenhar a estrutura, posiciona-
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la no globo e ele estima a quantidade de perdas por sombreamento das árvores próximas, e das placas entre si.
E pela equação 9, temos que as perdas totais neste sistema são de 13.1%. O software calcula estas perdas automaticamente, mas não permite que o usuário escolha quais tipos de perdas na coluna item sejam imputados. Porém, ele permite que o usuário coloque a quantidade total de perdas. Portanto, o passo 3) não apresenta diferenças relevantes entre o modelo analítico e o modelo computacional.
O passo 4) é o último da simulação, onde todos os dados calculados são convertidos em energia. Múltiplos fatores podem ser levados em consideração, como por exemplo a temperatura de operação das células, que afetam a eficiência de geração de energia.
A seguinte equação para o cálculo da geração de energia:
𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = ∑ 𝐼𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 . 𝐴. 𝜂. (1 − 𝑝)
𝑛
𝑡=0
(16)
Onde:
Itotal:: Irradiância total, obtida pela equação 13
A: área total dos painéis fotovoltaicos. No presente caso, 649,44m²
η: eficiência dos módulos. No presente caso, 15,4%
p: perda percentual do sistema. No presente caso, 13.1%
Com esta formula, podemos calcular a energia gerada pela usina em cada hora do dia de cada mês do ano. Sabe-se que um parâmetro importante é a temperatura das células, que influencia no rendimento do sistema. Para que a simulação seja mais fidedigna, foi utilizado um coeficiente de correção de -0,47%/oC.
A tabela a seguir mostra um exemplo resumido do resultado da iteração analítica:
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Mês Irradiância do
raio (kWh/m²/dia)
Irradiância difusa
(kWh/m²/dia)
Irradiância total
(kWh/m²/dia)
Geração total (kWh)
1 5,38 0,47 5,85 15.752,54
2 5,82 0,31 6,12 15.956,96
3 4,99 0,29 5,28 14.223,34
4 4,48 0,39 4,87 12.692,22
5 4,01 0,21 4,22 11.372,28
6 3,79 0,20 3,99 10.396,28
7 3,70 0,32 4,02 10.829,09
8 4,27 0,30 4,56 12.286,37
9 4,52 0,26 4,79 12.474,90
10 4,74 0,41 5,15 13.866,53
11 5,51 0,29 5,80 15.117,61
12 5,11 0,44 5,55 14.958,55
Total 56,31 3,89 60,20 159.926,66
Tabela 13: Resultado da simulação analítica
Estes resultados são os resultados esperados para uma geração média anual, o que seria um cenário nem tanto conservador e nem tanto otimista. O cenário conservador utiliza as maiores perdas no sistema possíveis, e o otimista o contrário. Fazendo um ajuste no modelo para as perdas mais e menos conservadoras, obtemos resultados para estes 3 cenários. O cenário 1 é o mais conservador, o cenário 2 o mais realista (tabela 13), e o 3 o mais otimista. A tabela 14 compara os 3 cenários entre si e a simulação computacional.
Geração total (kWh) Diferença para o Cenário 2
Cenário 1 (kWh) 135.269,88 15,4%
Cenário 2 (kWh) 159.926,66 0%
Cenário 3 (kWh) 173.902,77 8,7%
Computacional (kWh) 145.392,62 9,1%
Tabela 14: Comparação da simulação entre os cenários considerados
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Discussão dos resultados
Os resultados da simulação analítica mostraram 10% de diferença em relação à simulação computacional para o cenário mais realista de número 2. Esta diferença vem do fato de que o programa utiliza de metodologias diferentes para o cálculo da Irradiância total, dos coeficientes de temperatura e também para o cálculo da geração de energia. De posse dos datasheets dos componentes da usina, é possível obter os coeficientes exatos dos componentes e seus comportamentos, o que torna os resultados mais próximos aos esperados na realidade, diferente da simulação, que utiliza muitas vezes valores padrão. Mesmo assim, os datasheets apresentam ranges para seus coeficientes, por exemplo o inversor, que pode apresentar perdas de 1,6 a 2,0%. Portanto, há uma propagação de erro latente ao processo de simulação, que está descrito no cálculo dos 3 cenários da simulação. As diferenças para o cenário 2 mostram que há uma relativa incerteza sobre os dados finais de produção.
A simulação computacional está na zona de propagação de erro da simulação analítica, portanto os resultados são compatíveis. Ela se aproxima mais do Cenário 1, que é conservador. Para uma futura simulação, pode-se aplicar um fator de correção de 10% ao programa para parâmetros de usinas similares às do Laboratório de Hidrogênio, ou em localidades próximas.
É interessante notar que os dados de simulação são baseados em dados passados de irradiação, podendo ter diferenças com os resultados medidos por variação na irradiação anual.
Como próximos passos, seria interessante medir os dados de irradiação com um piranômetro no local das usinas e refazer as simulações com estes dados. Assim, pode-se comparar o resultado desta simulação com o número real de produção, e corrigir o modelo com um fator de correção.
Os resultados da simulação também permitem que se façam projeções futuras sobre a produção, utilizando um fator de perda ano a ano de X%.
5.3 Instalação
A instalação das usinas é constituída de três partes: (i) instalação da estrutura metálica, (ii) instalação dos módulos, inversores, sistemas de cabeamentos e outros dispositivos e (iii) comissionamento.
A parte (i) é a instalação do aparato metálico responsável por sustentar os módulos em operação. Para isso, foi designada uma empresa especializada em estruturas para energia solar, localizada na Ilha do Fundão, chamada EdB Renováveis. As partes (ii) e (iii) foram designadas pela Pure Energy Centre, empresa escocesa que projetou e dimensionou as usinas. A parte (ii) é o coração da usina solar, todos os seus componentes elétricos responsáveis por gerar energia. Já a parte (iii) é o processo de assegurar que o sistema e os componentes das usinas estejam projetados, instalados, testados, operados e mantidos de acordo com as necessidades e requisitos operacionais.
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Figura 35: Antes e depois da instalação da estrutura metálica da Usina da Garagem
5.3.1 Estrutura metálica
A estrutura metálica da garagem foi projetada de acordo as especificações dos locais de instalação, e são constituídas de alumínio. Este alumínio é galvanizado, ou seja, passou por um processo de recobrimento por Zinco para proteção contra efeitos de corrosão. Também foi utilizado um recobrimento polimérico com uma tinta preto fosco vinílico, constituída por um polímero com características de proteção anticorrosiva em superfícies galvanizadas. O telhado da garagem apresenta o seguinte layout, como mostra o corte da Figura 34:
Figura 34: Desenho técnico da estrutura metálica
A estrutura metálica será fixada acima do telhado, constituído de Eternit. Como este material não é apropriado para suportar tensões, fixações, ou até mesmo pessoas para a instalação, a fixação da estrutura utiliza a estrutura de madeira das telhas de Eternit como base.
A Figura 35 mostra o antes e o depois da instalação da estrutura no telhado. Ela já está pronta para receber os módulos.
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Figura 37: Fixador da estrutura no telhado – parte de cima
É interessante notar a solução utilizada pela empresa de instalação da estrutura metálica, usando um parafuso fixador na estrutura de madeira do telhado, como mostra a Figura 36.
Figura 36: Fixador da estrutura no telhado – parte de baixo
Os parafusos e as porcas são constituídos de aço inox, assim como a fixação na madeira.
Na Figura 37 a seguir, o detalhamento de como o parafuso sustenta a estrutura:
Para a usina do prédio, a estrutura fica localizada em uma laje, portanto ela precisa de um aparato adicional para lhe conferir a inclinação desenhada no projeto. A escolha do espaçamento foi feita utilizando uma metodologia que minimiza o sombreamento de uma estrutura nas demais. A Figura 38 mostra a estrutura instalada no prédio:
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Figura 38: Estrutura metálica da Usina do Prédio
Figura 39: Detalhamento do apoio cruzado na estrutura da Usina do Prédio
É interessante notar que a estrutura dispõe de um arranjo de apoio cruzado que suporta o peso dos módulos sem prejudicar sua inclinação. Na Figura 36 podemos notar que há duas barras de alumínio que se cruzam no centro (no círculo em vermelho) constituindo o arranjo de apoio cruzado.
Outro ponto interessante sobre a estrutura é que ela não dispõe de um sistema automático de rastreamento de radiação solar, o que implica substancialmente na redução de manutenção.
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5.3.2 Módulos fotovoltaicos e inversores
Módulos fotovoltaicos
O sistema de módulos fotovoltaicos da garagem é constituído por:
400 painéis solares policristalinos de 250Wp cada, com vida útil maior do
que 25 anos, e garantia de 10 anos do fabricante
Caixa de distribuição de corrente contínua com proteção de fusíveis e
sobretensões
Sistema de fixação fotovoltaica para superfícies planas para 400 módulos
500m de cabos solares
Inversor trifásico
Caixa de proteção de corrente alternada
Sistema de monitoramento remoto
Medidor de produção
Os módulos são fabricados pela ABBA Solar, modelo ASP60-250, 250W. Como mencionado, são necessárias 400 unidades para totalizar 100kW. A tabela 15 a seguir mostra suas características físicas e elétricas:
Característica Medida
Comprimento 1640mm
Largura 990mm
Espessura 50mm
Peso 19,5Kg
Potência máxima 250 W
Tensão de circuito aberto (Voc) 38,60 V
Corrente de circuito aberto 8,77 A
Tensão no ponto de potência máxima (Vmp) 30,40 V
Corrente no ponto de potência máxima (Imp) 8,24 A
Eficiência da célula 17,80%
Eficiência do módulo 15,40%
Tabela 15: Propriedades físicas e elétricas dos módulos solares
Os módulos apresentam também valores de referência quando submetidos a condições específicas de teste. As condições padrões de teste do fabricante
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adotadas foram: irradiância de 1000W/m2 e temperatura de 25oC. A tabela 16 a seguir resume os resultados encontrados.
Característica Especificação
Coeficiente de temperatura de Voc -0,126V/oC
Coeficiente de temperatura de Isc +5,63mA/oC
Coeficiente de temperatura de Pmax -0,45 %/oC
NOCT 44oC
Carga máxima suportada pela superfície 550 Kg/m²
Garantia de produção do módulo maior que 90% depois de 12 anos
Garantia de produção do módulo maior que 80% depois de 25 anos
Tempo de garantia contra defeitos de fabricação 10 anos
Tabela 16: Coeficientes de operação dos módulos solares
A tabela 17 a seguir resume as características das células presentes em cada um dos módulos.
Característica Especificação
Material Silício Policristalino
Dimensões 156 mm x 156 mm 2 Busbar
Quantidade em cada módulo 60
Disposição (layout) 10 x 6
Espessura do vidro 4 mm temperado
Material do encapsulante E.V.A (Etileno - Vinil - Acetato)
Proteção posterior TPT (Tedlar - Poliéster - Tedlar)
Revestimento Alumínio Anodizado
Terminal de ligação IP65 com 3 diodos by-pass
Cabos Unipolar de 4mm², com 1 metro de comprimento
Conector da célula MC4
Tabela 17: Detalhamento das características gerais dos módulos solares
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O painel utilizado apresenta boa relação entre qualidade, performance, custo e rápido tempo de produção. A segurança também é um fator crítico para o emprego deste painel.
Inversor
Como discutido na seção 4.1, o inversor tem como função ser o intermediador entre os painéis, a rede da distribuidora e a rede elétrica local. Ele converte a corrente contínua produzida pelos módulos para corrente trifásica alternada, em concomitância com a rede. Ele também é responsável por captar e distribuir os dados de produção da usina. Cada inversor tem uma potência específica de saída, e esta deve ser igual ou menor que a potência de produção da usina. Caso seja menor, devem-se adicionar outros inversores (de preferência do mesmo modelo) para que o sistema possa converter toda a energia produzida, tendo o máximo aproveitamento de seus módulos.
Para o projeto, foi escolhido o inversor Sunny Tripower 20000. Ele é produzido pela SMA, líder mundial de fabricação de inversores. Este inversor é capaz de integrar alta eficiência elétrica com alto nível de controle e monitoramento, sendo de fácil utilização pelo usuário.
Na saída de corrente alternada, este inversor é equipado com um sistema de monitoramento de corrente de fuga. Esta corrente é aquela que flui pela estrutura do equipamento ou para o chão. Se o equipamento não estiver propriamente aterrado, esta corrente pode fluir por outros caminhos, por exemplo o corpo de um operador que tocar o equipamento. O sistema de monitoramento de corrente de fugas do inversor é capaz de diferenciar automaticamente as correntes de fugas reais (problemáticas) e as correntes de fugas normais, dada por efeitos capacitivos. Cada inversor é conectado ao sistema de distribuição elétrica por um terminal, sendo cada linha equipada com um disjuntor, cuja função é desconectar de maneira segura cada inversor sobrecarregado e prevenir riscos de alta voltagem.
O inversor Sunny Tripower 20000 tem potência máxima de saída de 20kW. Portanto, para suprir toda a demanda de 100kW dos módulos, são necessários 5 inversores. Um canal do inversor é dedicado ao rastreador do Ponto de Potência Máxima (PPM), que tem capacidade de conexão de até 6 linhas de módulos. Este sistema é usado para transferir máxima potência do lado de geração (fotovoltaico) para a rede. Como discutido no capítulo 3, o gráfico IxV tem um ponto no qual a potência gerada é máxima, e o inversor tem a capacidade de ajustar a voltagem do sistema tal que ele opere no Ponto de Potência Máxima.
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A tabela 18 a seguir foi extraída do datasheet do Inversor.
Especificação
Entrada (corrente contínua)
Potência máxima 20400 W
Voltagem máxima 1000 V
Range ajustável da voltagem para PPM 150 V - 1000 V
Corrente máxima 66 A
Número de rastreadores de PPM 1
Número máximo de linhas PV 6
Saída (corrente alternada)
Tensão de saída nominal 20000 W
Potência máxima 20000 W
Corrente máxima 16 A
Voltagem nominal / range 480/270 V
Frequência 60 ± 5 Hz
Fator de potência 1
Conexão corrente alternada Trifásico
Eficiência
Eficiência máxima 98,50%
Eficiência CEC 97,50%
Equipamentos de proteção
Proteção de polaridade reversa corrente contínua Sim
Proteção de curto circuito corrente alternada Sim
Monitoramento de aterramento Sim
Monitoramento de corrente de fuga Sim
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Figura 40: Layout de instalação dos módulos solares
Dados gerais
Dimensões 655 x 690 x 265 mm
Peso 61 Kg
Range de temperatura operacional -25oC ... +60oC
Consumo interno (noite) < 1 W
Ligação Sem transformador
Sistema de arrefecimento OptiCool
Tabela 18: Especificações técnicas do inversor
Disposição do sistema
Os módulos serão instalados de acordo com a infraestrutura e o layout da Figura 40 a seguir:
Cada painel deste arranjo contém 60 células policristalinas (c.f. tab 5.3.2.3) conectadas em série. A ideia desta conexão em série é aumentar a potência e manter a corrente, reduzindo as perdas por efeito Joule (calor). A estrutura é composta de alumínio nas laterais e vidro na parte de cima. A camada mais externa é constituída de vidro antirreflexo a fim de maximizar a transmissão de luz das células, diminuir o acúmulo de sujeira e, por consequência, as perdas de eficiência.
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Todos os painéis são fabricados com diodos capazes de impedirem correntes reversas e potenciais quedas de voltagem por conta de sombreamento, o que poderia causar danos irreparáveis no painel e no sistema.
O layout sugerido faz o uso mais eficiente do sistema de cabeamento, e ao mesmo tempo diminui o risco de distribuição de energia no local. Ele também garante curta distância entre os painéis e o inversor, o que aumenta a eficiência por redução de perdas por transmissão de altas correntes nos cabos.
Cada inversor contém um disjuntor que pode ser acionado para desligamento do sistema de corrente contínua. Isto permite realizar operações de manutenção no sistema ou qualquer outro tipo de serviço.
As conexões elétricas dos painéis foram projetas com o intuito de maximizar a eficiência do sistema, e diminuir as junções de hardware necessárias. Cada painel contém uma caixa de junção para que as conexões sejam feitas internamente, evitando conexões expostas ao meio.
5.3.3 Captação de dados
As usinas do laboratório de Hidrogênio possuem um sistema de captação, armazenamento e análise dos dados obtidos. Este sistema será disponibilizado através do portal na web SUNNY PORTAL, fornecido pelo fabricante dos inversores, a SMA. O data logger conectado aos inversores coleta dados a cada 15 minutos, e transfere para o sistema do SMA. Assim, podem ser apresentados dados como a produção de energia, potência, emissão evitada de CO2, gráficos e estimativas.
5.3.4 Visibilidade do projeto
Usinas solares são projetos de geração de energia limpa, não poluentes e renováveis. Ela pode não ser a solução única para a crise energética mundial detalhada na introdução deste trabalho, mas definitivamente é uma tecnologia que cada vez mais vem ganhando espaço na matriz energética mundial. Apesar de muito conhecida pela população, esta tecnologia muitas vezes passa desapercebida no cotidiano. Os módulos são sempre instalados em locais elevados, como tetos e telhados, e informações como energia produzida, redução de poluição, dentre outros, não são claras aos olhos nus. Portanto, há uma proposta do laboratório para fornecer estas informações aos seus usuários e visitantes.
Em uma das paredes da entrada do laboratório, pode-se instalar um monitor, que mostrará os dados referentes à produção de energia das usinas. Certos sistemas atuais de monitoramento já apresentam softwares específicos para os donos das usinas monitorarem os sistemas fotovoltaicos, e estes podem ser adaptados para telas maiores de fácil visualização. Estes softwares podem apresentar os dados de produção de diversas maneiras: Energia produzida até então no dia, taxa de produção horária da usina, energia total produzida no ano, energia total produzida desde a instalação das usinas, dentre outros. Estes dados de energia podem ser convertidos em outros tipos de informações mais palpáveis para a população em geral, como por exemplo a quantidade de árvores
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necessárias para evitar a quantidade de CO2 que seria injetada na atmosfera para uma fonte não renovável produzir esta mesma quantidade de energia, ou quantos quilômetros um carro percorreria ao injetar a quantidade de gases de efeito estufa evitada, etc. Os dados utilizados para que o software faça este tipo de cálculos e estimativas são oriundos do inversor/data logger. Empresas como a QOS Energy e a SMA, com o Sunny View, apresentam este tipo de software.
5.4 Operação
Como discutido na seção 4.3, a operação de um sistema solar é silencioso e depende muito pouco da interferência humana. Um ponto em que se deve ter no radar é o local de instalação das Usinas, localizadas na Ilha do Fundão. Esta Ilha fica em um ambiente marítimo, portanto muito agressivo em relação à corrosão. Este fator ambiental foi considerado para a seleção dos materiais, discutidos na seção 5.3, e para a operação também é muito relevante no ponto de vista dos mecanismos de proteção e na manutenção dos componentes. A estrutura metálica, os sistemas de cabeamento e os módulos são potenciais candidatos para a corrosão, e, portanto, se ações preditivas não estiverem na rotina de operação das Usinas, estas podem ser danificadas muito rapidamente.
5.4.1 Medição de geração de energia
A medição de geração de energia será feita assim que a energia estiver instalada e legalizada junto a distribuidora de energia. Com os dados em mãos, podem-se realizar análises para comparar a produção simulada com a produção real. Comparativos mensais podem mostrar variações climáticas entre os anos, afetando a eficiência da geração, desgaste natural dos painéis, deposição de sujeira sobre a superfície, etc.
Como a simulação foi feita com dados relativos a uma outra localidade e a um outro ano, os dados de irradiância podem variar ano a ano. Para eliminar este fator, pode-se utilizar um piranômetro, dispositivo que mede a irradiação solar. Assim, consegue-se obter a real diferença entre a simulação e a geração de energia, permitindo realizar ajustes na simulação e projeções futuras de geração de energia com maior acurácia.
5.4.2 Manutenção
A manutenção das usinas pode se dividir em dois tipos: Manutenção parcial e manutenção completa. A parcial pode ser definida como uma manutenção destinada à limpeza superficial dos módulos e verificações simples, com a usina em funcionamento. Já a manutenção completa abrange todos os componentes das usinas, como módulos, inversores, sistemas de cabeamento, e deve ser realizada por um profissional habilitado. Segue uma sugestão para a manutenção parcial.
Manutenção parcial
Objetivo: Manter a transparência da superfície superior dos módulos, verificar conexões, verificar fusível do inversor e verificar parâmetros de inclinação das usinas.
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Intervalo: 6 em 6 meses.
Metodologia:
(1) No início da manhã ou da noite, umedecer uma flanela limpa com água e limpar a superfície superior dos módulos.
(2) Verificar se todos os cabos e conexões visíveis estão íntegras e livres de corrosão. Caso contrário, reportar o problema ao responsável técnico pela usina
(3) Verificar se os fusíveis dos inversores estão íntegros e não foram acionados. Caso contrário, reportar o problema ao responsável técnico pela usina
(4) Verificar se a estrutura metálica ou os módulos possuem pontos de corrosão. Caso contrário, reportar o problema ao responsável técnico pela usina
(5) Com o auxílio de um inclinômetro ou de um transferidor, verificar a inclinação dos módulos. Sugestão: analisar uma amostra aleatória de 10% dos módulos e manter uma planilha de controle. Informar ao responsável técnico os dados obtidos
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6 CONCLUSÃO
As principais conclusões deste trabalho são em relação à simulação de energia. O modelo analítico utilizou todos os parâmetros acessíveis do projeto, o que possibilitou a correção do software PVWatts para projetos com parâmetros similares aos que utilizamos hoje. Esta correção nos permite utilizar o software para simulações de partes da usina, comparar a eficiência teórica com a eficiência esperada, ou analisar algum projeto em uma localização próxima.
Em relação aos materiais, podemos concluir que os grandes desafios são em relação às células solares. No futuro, novas tecnologias de fabricação ou matérias primas alternativas poderão apresentar menor custo, maior eficiência ou até mesmo outros layouts, com a capacidade de serem flexíveis e até mesmo transparentes. É interessante ressaltar que o projeto está instalado na Ilha do Fundão – Rio de Janeiro – RJ, um ambiente muito próximo ao mar, portanto com índices corrosivos importantes. Este aspecto influencia tanto a seleção dos materiais, quanto às operações de manutenção das usinas. Mesmo os materiais para a estrutura metálica e sistemas de cabeamento, que já atingiram o estado da arte, devem considerar em sua seleção este importante critério ambiental.
Em relação a instalação, pode-se concluir que esta operação envolve muitos procedimentos e o projeto sofre adaptações na medida em que a instalação acontece. Um aprendizado deste trabalho foi entender de antemão todos os componentes e todos os parâmetros de projeto e se antecipar a instalação, para que possíveis mudanças/adaptações que ocorram durante a instalação não prejudiquem a eficiência das usinas.
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