1ª edição - 2013 c

Métodos de dimensionamento

de sistemas fotovoltaicos:

Aplicações em dessalinização Sandro Jucá

Paulo Carvalho

Métodos de dimensionamento

de sistemas fotovoltaicos:

Aplicações em dessalinização

Sandro Jucá

Paulo Carvalho

Duque de Caxias

2013

1ª edição

_______________________________________________________________________

Ficha Catalográfica

J919m Jucá, Sandro César Silveira; Carvalho, Paulo Cesar Marques de.

aaaMétodos de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos: Aplicações em

dessalinização / Sandro César Silveira Jucá; Paulo Cesar Marques de Carvalho -

- Duque de Caxias, 2013.

AAA5,23 MB; il.; PDF

aaaISBN 978-85-66434-01-9

AAA1. Dimensionamento. 2. Fotovoltaico. 3. Eletrodiálise. I. Título. II. Jucá,

Sandro César Silveira. III. Carvalho, Paulo Cesar Marques de. IV. Título.

CDU 621.3

_______________________________________________________________________

s Este conteúdo pode ser publicado livremente, no todo ou em parte, em qualquer mídia,

eletrônica ou impressa, desde que:

b Atribuição. Você deve dar crédito, indicando o nome do autor e da Espaço Científico

Projetos Editoriais, bem como, o endereço eletrônico em que o livro está disponível para

download.

n Uso Não-Comercial. Você não pode utilizar esta obra com finalidades comerciais.

Autores: Sandro César Silveira Jucá e Paulo Cesar Marques de Carvalho

Revisão: Verônica C. D. da Silva

Capa: Verano Costa Dutra / Imagens: Sandro César Silveira Jucá (Fotos tiradas em Münster/Alemanha)

Coordenador: Verano Costa Dutra

Editora: Monique Dias Rangel Dutra

Espaço Científico Livre Projetos Editoriais é o nome fantasia da Empresa Individual MONIQUE DIAS RANGEL

11616254700, CNPJ 16.802.945/0001-67, Duque de Caxias, RJ

espacocientificolivre@yahoo.com.br / http://issuu.com/espacocientificolivre

C 2013, Espaço Científico Livre Projetos Editoriais

Dedicamos este trabalho a Deus e às nossas famílias.

Agradecemos ao Departamento de Eng. Elétrica da UFC, ao

IFCE e ao DAAD (Serviço Alemão de Intercâmbio Acadêmico).

“Mais do que máquinas, precisamos de humanidade.

Mais do que inteligência, precisamos de afeição e doçura.

Sem essas virtudes, a vida será de violência e tudo será perdido.”

Charles Chaplin

RESUMO

presente publicação apresenta uma descrição de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos com três métodos distintos. Tendo como base estes métodos, é disponibilizado um programa de

dimensionamento e análise econômica de uma planta de dessalinização de água por eletrodiálise acionada por painéis fotovoltaicos com utilização de baterias. A publicação enfatiza a combinação da capacidade de geração elétrica proveniente da energia solar com o processo de dessalinização por eletrodiálise devido ao menor consumo específico de energia para concentrações de sais de até 5.000 ppm, com o intuito de contribuir para a diminuição da problemática do suprimento de água potável. O programa proposto de dimensionamento foi desenvolvido tendo como base operacional a plataforma Excel® e a interface Visual Basic®, linguagens de amplo acesso com o objetivo de facilitar, para o público em geral, a difusão dos conceitos de sistemas fotovoltaicos autônomos e do processo de dessalinização de água por eletrodiálise.

ABSTRACT

his work presents a sizing description of photovoltaic stand-alone systems with three different methods, and starting from these, a proposed sizing and economical analysis program of a water desalination plant for

electrodialysis powered by photovoltaic arrays with use of batteries. The work emphasizes the combination of the electric generation capacity originating from the available solar energy with the electrodialysis desalination process due to smallest specific energy consumption for salts concentrations up to 5.000 ppm, characterizing most of the brackish water wells of the area, with the intention of contributing for the decrease of the drinking water supply problem. The proposed sizing program was developed as operational base the platform Excel® and the Visual Basic® interface that are wide access languages with the objective of facilitating, for the public in general, the diffusion of the PV systems and the water electrodialysis desalination concepts.

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SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 12 1.1. PLANO DO TRABALHO ..................................................................................... 13 2. CONVERSÃO SOLAR FOTOVOLTAICA .............................................................. 15 2.1. EVOLUÇÃO HISTÓRICA .................................................................................... 15 2.2. A RADIAÇÃO SOLAR ......................................................................................... 16 2.3. O EFEITO FOTOVOLTAICO ............................................................................... 19 2.4. MEDIÇÕES DE RADIAÇÃO SOLAR .................................................................. 21 3. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .............................................................................. 23 3.1. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS .......................................... 24 3.2. FATORES QUE AFETAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS ................................................................................................................. 27 3.3. PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE FABRICAÇÃO DE MÓDULOS ...................... 28 3.3.1. SILÍCIO MONOCRISTALINO ........................................................................... 28 3.3.2. SILÍCIO POLICRISTALINO .............................................................................. 29 3.3.3. SILÍCIO AMORFO ............................................................................................ 30 3.3.4. CÉLULAS DE FILMES FINOS ......................................................................... 30 4. BATERIAS ELÉTRICAS ........................................................................................ 31 4.1. BATERIAS DE CHUMBO-ÁCIDO ....................................................................... 32 4.2. PROCESSO DE CARGA-DESCARGA ............................................................... 33 4.3. TENSÃO DE SAÍDA ............................................................................................ 36 4.4. AVALIAÇÃO DO ESTADO DE CARGA .............................................................. 37 4.5. TEMPERATURA DO ELETRÓLITO .................................................................... 37 4.6. NÚMERO DE CICLOS ......................................................................................... 38 4.7. ASPECTOS RELACIONADOS COM A VIDA ÚTIL DAS BATERIAS ................. 39 5. CONFIGURAÇÕES DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ........................................ 41 5.1. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS ISOLADOS ............................... 41 5.2. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS HÍBRIDOS................................. 42 5.3. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ................................... 43 5.4. EXEMPLOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS NO NORDESTE DO BRASIL ................................................................................................................ 44 6. ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO ................................. 46 6.1. INTRODUÇÃO .................................................................................................... 46 6.2. PROCESSO DE ELETRODIÁLISE ..................................................................... 47 6.3. ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO ..................................................................... 49 6.4. EXPERIÊNCIAS MUNDIAIS DE ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO ....................................................................................................... 49 7. DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS ............ 52 7.1. INTRODUÇÃO .................................................................................................... 52 7.2. MÉTODO GTES .................................................................................................. 53 7.2.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DAS CARGAS .................................................. 54 7.2.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV ............................................................................................................ 55 7.2.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS ......................................... 55 7.2.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV ........................................................ 56 7.2.5. ANÁLISE DO MÉTODO GTES .................................................................... 57

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7.3. MÉTODO GROUMPOS DE DIMENSIONAMENTO ÓTIMO PARA SISTEMAS FV AUTÔNOMOS ............................................................................................................ 58 7.3.1. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV E DO BANCO DE BATERIAS ........ 58 7.3.2. ANÁLISE DO CUSTO DA INSTALAÇÃO ........................................................ 60 7.3.3. ANÁLISE DO MÉTODO GROUMPOS ............................................................. 63 7.4. MÉTODO LORENZO ........................................................................................... 64 7.4.1. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV ........................................................ 64 7.4.2. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS ......................................... 65 7.4.3. ANÁLISE DO MÉTODO LORENZO ................................................................. 65 7.5. COMPARAÇÃO DOS MÉTODOS DE DIMENSIONAMENTO ............................. 68 8. MÉTODO DE DIMENSIONAMENTO PROPOSTO ................................................. 70 8.1. O PROGRAMA ELETRODIÁLISE FV ................................................................. 71 8.1.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DA PLANTA DE ELETRODIÁLISE .................. 71 8.1.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV ............................................................................................................ 72 8.1.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS ......................................... 72 8.1.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV ........................................................ 74 8.2. ANÁLISE ECONÔMICA ...................................................................................... 75 8.2.1. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL (CT) ............................................................. 75 8.2.2. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL ANUALIZADO (CTA) .................................. 77 8.3. COMPARAÇÃO ENTRE OS CUSTOS DAS TECNOLOGIAS DE ELETRODIÁLISE E OSMOSE REVERSA ................................................................. 77 9. CONCLUSÕES ...................................................................................................... 79 9.1. COMENTÁRIOS FINAIS ..................................................................................... 79 9.2. CONTRIBUIÇÕES DESTE TRABALHO ............................................................. 79 REFERÊNCIAS .......................................................................................................... 80

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1. INTRODUÇÃO 1. INTRODUÇÃO

lém de ser o responsável pela existência da vida na Terra a energia solar está sendo aproveitada de forma crescente para produção de energia elétrica através de módulos fotovoltaicos.

Esta descoberta nunca foi tão importante quanto agora, quando se observa que a exploração de fontes fósseis de energia como o petróleo além de contribuir para a poluição, são recursos cada vez mais escassos. Essa forma de conversão direta da energia solar disponível em eletricidade com o uso de módulos fotovoltaicos está em ampla expansão devido à possibilidade de geração descentralizada, o caráter modular e a facilidade na instalação e manutenção, unidas à característica renovável e não poluidora da energia solar. A região Nordeste apresenta os maiores índices de radiação solar do Brasil. Por outro lado, existe no interior uma área muita seca e com escassez de abastecimento de água que corresponde à 60% da superfície total da região, chamada de Polígono da Seca. De acordo com estudos realizados pela Associação Brasileira de Águas Subterrâneas (ABAS), pelo menos 19,5 bilhões de metros cúbicos de água poderiam ser extraídos por ano do subsolo nordestino brasileiro sem o risco de esgotamento dos mananciais. O potencial é 40 vezes maior que o explorado. Esta água, por ser salobra, requer a utilização de processos de dessalinização para obtenção de água potável [1]. Para este projeto de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos é proposto um programa que utiliza como carga, visando de contribuir para a diminuição da problemática do suprimento de água potável, a tecnologia de dessalinização por Eletrodiálise que tem assumido uma importância crescente nos últimos anos devido o menor consumo específico de energia para concentrações de sais até 5.000 ppm [2], ocupando um espaço antes preenchido pelos processos de dessalinização baseados em mudança de fase (processos térmicos). A utilização de módulos fotovoltaicos para o acionamento de instalações de eletrodiálise é viável principalmente devido ao uso direto da geração de corrente contínua dos módulos pelo processo de dessalinização através do banco de baterias não sendo necessária a aplicação de conversores. O processo de eletrodiálise consiste basicamente na transferência de íons da água a ser dessalinizada através de membranas de cátions e ânions para um fluxo de concentrado ou de rejeito. Através desta divisão, são originados dois fluxos:

Fluxo de água potável, com concentração de sal dentro dos limites para o organismo humano;

Fluxo de concentrado, com a maior parte do sal presente na água original. Esse sistema fotovoltaico, no qual a carga é uma planta de dessalinização por eletrodiálise, denominado como sistema fotovoltaico autônomo, se bem dimensionado, proporciona um serviço confiável de geração elétrica para regiões isoladas não conectadas à rede. A figura 1.1 mostra um esquema básico de um sistema fotovoltaico autônomo.

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Figura 1.1 – Esquema básico de um sistema fotovoltaico autônomo

A finalidade deste trabalho é desenvolver uma ferramenta de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos com três métodos distintos, e a partir destes e para as condições climáticas da região Nordeste do Brasil, um programa proposto de dimensionamento e análise econômica de uma planta de dessalinização por eletrodiálise acionada por painéis fotovoltaicos com utilização de baterias, visando contribuir para o estudo e a pesquisa da exploração do potencial de energia solar da região Nordeste através da conversão fotovoltaica, e para a diminuição da problemática do abastecimento de água, abordando como carga do sistema o processo de eletrodiálise, que apresenta o menor consumo específico de energia para dessalinização de água salobra. Este trabalho visa também auxiliar no planejamento de programas de dessalinização que utilizem a tecnologia fotovoltaica, podendo ser utilizada também como um manual de referência, de rápido acesso, voltado àqueles que desejem iniciar-se nesta área temática ou que necessitem de informações específicas sobre o dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos.

1.1. PLANO DO TRABALHO 1.1. PLANO DO TRABALHO

o capítulo 1 é feita uma introdução do trabalho desenvolvido e a descrição sucinta dos capítulos que compõem o trabalho.

No capítulo 2 apresenta-se uma abordagem sobre a conversão solar fotovoltaica através da evolução histórica, do efeito fotovoltaico e do estudo e medição estudo da radiação solar. No capítulo 3 é descrito um estudo sobre módulos fotovoltaicos apresentando as características elétricas, fatores que afetam essas características, as principais tecnologias de fabricação e a situação atual da produção mundial de módulos. No capítulo 4 é descrito um estudo sobre as baterias elétricas com ênfase nas baterias de chumbo-ácido que são as mais empregadas nos sistemas fotovoltaicos autônomos. No capítulo 5 são apresentadas configurações de sistemas fotovoltaicos, distinguindo a diferença entre autônomos e conectados à rede. São mostrados também nesse capítulo, exemplos de sistemas fotovoltaicos autônomos no Nordeste do Brasil.

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No capítulo 6 é feita uma análise da união das tecnologias de dessalinização por eletrodiálise e fotovoltaica e a possível implementação no Nordeste do Brasil. Além disso, são mostradas experiências adquiridas mundialmente no uso de instalações de eletrodiálise acionadas por painéis fotovoltaicos. No capítulo 7 são descritos três métodos distintos de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos com utilização de baterias. No capítulo 8 propõe-se um método de dimensionamento e análise econômica de uma instalação de eletrodiálise acionada por painéis fotovoltaicos com utilização de baterias para as condições climáticas da região Nordeste do Brasil. No capítulo 9 são apresentadas as conclusões finais, as contribuições deste trabalho e sugestões para trabalhos futuros.

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2. CONVERSÃO SOLAR FOTOVOLTAICA 2. CONVERSÃO SOLAR FOTOVOLTAICA

2.1. EVOLUÇÃO HISTÓRICA 2.1. EVOLUÇÃO HISTÓRICA

efeito fotovoltaico, que é a base da geração direta de eletricidade a partir da energia solar, é conhecido desde 1839 através dos estudos realizados por Edmund Becquerel. Naquele ano, Becquerel demonstrou a possibilidade de

conversão da radiação luminosa em energia elétrica, mediante a incidência de luz em um eletrodo mergulhado em uma solução de eletrólito. Em 1873, Willoughby Smith descobriu a fotocondutividade do selênio. Em 1887, na Inglaterra, W.G. Adams e R.E. Day observaram que a exposição do selênio à radiação produzia uma corrente elétrica [3]. Charles Fritz descreveu, em 1883, a primeira célula produzida a partir de pastilhas de selênio, com eficiência de conversão de energia solar em elétrica em torno de 1% [4]. No século passado se deram os maiores avanços da tecnologia fotovoltaica. Em 1918, Czoschralski desenvolveu um monocristal a partir do silício fundido. Na década de 30, os trabalhos de diversos pioneiros da física, como Lenge, Grondahl e Schotky, apresentaram importantes contribuições para se obter uma clara compreensão do efeito fotovoltaico em junção de estado sólido com óxido cuproso e selênio. Já na década de 40, mais precisamente em 1941, Ohl obteve a primeira célula de silício monocristalino. Somente em 1945 é que surgiu a célula de silício com características semelhantes às encontradas hoje desenvolvidas a partir de trabalhos realizados nos "Laboratórios da Bell Telephone" pelos pesquisadores Pearson, Fuller e Chapin, e possuíam uma eficiência de cerca de 6%. Assim em 1949, Billing e Plessnar pesquisaram sobre a eficiência de células de silício cristalino, ao mesmo tempo Shokley divulgou a teoria da junção PN[3]. A partir da década de 50 foi desenvolvido pela primeira vez um processo de purificação de monocristais de silício, que vinha sendo estudado desde o fim da década de 40. Este processo, conhecido como processo Czochralski, é largamente utilizado até hoje. No ano de 1958, começou a utilização de células fotovoltaicas nos programas espaciais, esta aplicação teve tanto sucesso que se utiliza até hoje, na maioria dos casos, desde 1960, a técnica da grade coletora e a da difusão da camada N na atmosfera P2o5[3]. Entre os anos de 1961 e 1971, não foi observado qualquer progresso na tecnologia das células. Nesse período, os esforços foram concentrados na redução de peso e custos das células, bem como, na melhoria da resistência das células à radiação existente no espaço. Em 1972, foi anunciado o desenvolvimento da "célula violeta", com 15,2% de rendimento. Esse aumento de rendimento atribuiu-se à melhora na resposta da célula na região azul do espectro, à diminuição da resistência interna e ao aumento do processo de coleta dos portadores na célula. A geração fotovoltaica de energia recebeu um grande impulso com a crise mundial de energia de 1973/1974. A partir do fim da década de 70, a produção de células solares para uso terrestre superou a produção para equipamentos espaciais, em aplicações como bombeamento de água, irrigação, estações isoladas residenciais e de telecomunicações [3]. Esta tendência crescente vem sendo acompanhada, até os dias atuais, por inovações como o aumento da eficiência das células de silício, bem como uma significante redução nos custos de produção dos módulos fotovoltaicos.

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2.2. A RADIAÇÃO SOLAR 2.2. A RADIAÇÃO SOLAR

composição química do sol, com um diâmetro de 1.390.000 km, 108 vezes maior que o da Terra (12.756 km) e com o volume 1.300.000 vezes maior, é basicamente de 85% de hidrogênio, 14,8% de Hélio e 0,2% de outros elementos

[5]. A fonte de energia solar permaneceu como um enigma durante muito tempo. Embora várias hipóteses tenham sido formuladas, nenhuma conseguia explicar de forma satisfatória como o sol era capaz de liberar tanta energia durante tanto tempo. Hoje em dia é aceita a hipótese de que esta energia provém da fusão de núcleos atômicos. O processo mais frequente é a transformação de quatro núcleos do isótopo mais comum de hidrogênio (H1) em um núcleo do isótopo mais comum do hélio (He4).

Ocorre, portanto, a transformação de quatro prótons em uma partícula de hélio constituída por dois prótons e dois nêutrons. A massa da partícula α é menor que a dos quatro prótons de hidrogênio de origem e a energia correspondente a esta diferença de massa (Δm) é mostrada pela equação 2.1 divulgada pelo físico alemão Albert Einstein (1879-1955).

2'. cmE (2.1)

Onde ΔE é a energia proveniente da transformação de hidrogênio em hélio e c’ é a velocidade da luz no vácuo (3 x 108 m/s).

Essa energia proveniente da transformação de hidrogênio em hélio torna-se uma radiação eletromagnética, também chamada de radiação solar, que se propaga a uma velocidade de 3 x 108 m/s até chegar a atmosfera, podendo-se observar aspectos ondulatórios e corpusculares [5]. A massa de ar, AM, é definida como sendo o caminho percorrido pela radiação solar desde a incidência na atmosfera até atingir a superfície terrestre como mostra a figura 2.1. Matematicamente, a massa de ar é definida da seguinte forma: AM = 1 / cos θz , onde θz é a distância angular entre o feixe solar e a vertical no local de incidência.

A

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Figura 2.1 – Figura 3.2. Massa de ar que um feixe de radiação atravessa ao incidir na

superfície terrestre com um ângulo θz [6]

Quando o Sol está no zênite do local, o caminho ótico percorrido pela radiação dentro da atmosfera terrestre é igual a l, ou seja, AM 1,0. AM igual a 1,0 não é sinônimo de meio dia terrestre, pois o Sol, ao meio dia, não está necessariamente no zênite local. A medida que cresce o ângulo entre o feixe solar e a vertical local (ângulo zenital - θz), aumenta a massa de ar. Isto ocorre aproximadamente com a secante de θz, deste modo, ao atingir aproximadamente 48º, a massa de ar é de 1,5 e com θz = 60º, a massa de ar chega a 2,0. De toda a radiação solar que chega às camadas superiores da atmosfera, apenas uma fração atinge a superfície terrestre devido à reflexão e à absorção dos raios solares pela atmosfera. Esta fração que atinge o solo é constituída por um componente direta e por uma componente difusa, que é obtida através dos raios refratados pelas nuvens e pela própria atmosfera. Notadamente, se a superfície receptora estiver inclinada com relação à horizontal, haverá uma terceira componente refletida pela superfície. O coeficiente de reflexão destas superfícies é denominado de “albedo”. Dessa forma, a radiação global na superfície terrestre é composta por uma componente direta, uma componente difusa e uma componente refletida pela superfície. A componente direta da radiação global e a posição relativa entre um plano qualquer situado na superfície terrestre determina uma série de ângulos, que são: A declinação, δ, é a posição angular do Sol, ao meio dia, em relação ao plano do equador. Quando o Sol está ao norte do equador, a declinação é positiva, caso contrário, negativa. -23,45º< δ < +23,45º.

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A latitude, ø, é a distância angular medida sobre a superfície da Terra a partir do equador até o ponto em questão. É considerada positiva no hemisfério norte e negativa no hemisfério sul. –90º< ø < +90º. A inclinação, β, de uma superfície é o ângulo entre o plano da superfície em questão e a horizontal do local. 0 < β < 180º. O ângulo azimutal, γ, é a distância angular entre a projeção da normal ao plano a horizontal e o meridiano local. γ é igual a zero quando a superfície está voltada ara o sul, negativa para leste e positiva para oeste. –180º< γ < +180º. O ângulo de incidência, θ, é o ângulo entre o feixe da radiação direta que incide no plano e a reta normal ao mesmo. O ângulo zenital, θz, é o ângulo entre o feixe de radiação e a vertical do local. θz coincide com θ quando o plano está na horizontal. O ângulo horárioconsiderado negativo no período da manhã (Sol antes do meridiano local), e positivo no período da tarde. Cada hora do dia corresponde a uma variação de 15º em ω. A altura solar, hs, é o ângulo entre a radiação direta e o plano horizontal. É numericamente igual a 90º- θz [6].

Em termos de comprimentos de onda ( ), a radiação solar ocupa a faixa espectral de 0,1 µm a 5 µm tendo uma máxima densidade espectral em 0,5 µm, que é a luz verde. A figura 2.2 mostra comparativamente, os espectros de emissão de um corpo negro a 6.000 K, solar extraterrestre, AM 0, e na superfície terrestre, com AM 1,5.

Figura 2.2 – Distribuição espectral da radiação solar fora da atmosfera, AM 0 e na superfície

terrestre AM 1,5 com o espectro de emissão de um corpo negro a 6.000 K [7]

A energia solar incidente no meio material pode ser refletida, transmitida ou absorvida. A parcela absorvida dá origem, conforme o meio material, aos processos de fotoconversão e termoconversão.

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A energia de qualquer tipo de radiação eletromagnética , como a luz, existe na forma de porções discretas que são chamadas de quanta ou fótons. Podemos então, caracterizar o espectro solar pelas energias dos fótons. Segundo a equação 2.2, quanto menor for o comprimento de onda, maior é a energia de um fóton (EF) e vice-versa.

'cPEF

(2.2)

Onde P representa a constante de Planck (6,6 x 10 –34 Js) [3].

Os fótons mais energéticos do espectro solar possuem cerca de 12,4 eV (0,1 µm), enquanto que o pico de emissão está nos fótons com energia de 2,48 eV (0,5 µm). As células fotovoltaicas de silício absorvem fótons com energia igual ou superior a 1,127 eV, correspondendo a comprimentos de onda de até 1,1 µm [7]. Portanto, fótons com comprimento de onda superior a 1,1 µm não são capazes de gerar eletricidade, apenas aquecem as células. Comparando com a distribuição espectral da radiação solar, figura 2.2, verifica-se que só por este motivo as células solares mais comuns não são capazes de absorver cerca de 30% da energia solar que incide sobre elas.

2.3. O EFEITO FOTOVOLTAICO 2.3. O EFEITO FOTOVOLTAICO

efeito fotovoltaico dá-se em materiais da natureza denominados semicondutores que se caracterizam pela presença de uma banda de energia onde é permitida a presença de elétrons (banda de valência) e de outra “vazia”

(banda de condução).

Os semicondutores são formados por elementos pertencentes ao grupo IV da tabela periódica e o mais usado é o silício. Seus átomos caracterizam-se por possuírem quatro elétrons na banda de valência que se ligam aos átomos vizinhos, formando uma rede cristalina. Ao adicionarem-se átomos que pertencem ao grupo V da tabela periódica com cinco elétrons de ligação, como o fósforo, haverá um elétron em excesso que não poderá ser ligado à banda de valência e que ficará "livre", fracamente ligado a seu átomo de origem. Isto faz com que, com pouca energia, este elétron se libere, indo para a banda de condução. Diz-se, assim, que o fósforo é um dopante doador de elétrons e denomina-se dopante N ou impureza N. A figura 2.3 já ilustra um esquema simplificado de uma célula fotovoltaica (FV) e alguns fenômenos que ocorrem quando a radiação solar incide sobre a célula.

O

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Figura. 2.3 – Esquema simplificado de uma célula fotovoltaica [6]

Se, por outro lado, forem introduzidos átomos pertencentes ao grupo III da tabela periódica com apenas três elétrons de ligação, como é o caso do boro, haverá falta de um elétron para satisfazer as ligações com os átomos de silício da rede. Esta falta de elétron é denominada lacuna e ocorre que, com pouca energia, um elétron de um local vizinho pode passar a essa posição. Diz-se, portanto, que o boro é um aceitador de elétrons ou um dopante P. Se, partindo de um silício puro, forem introduzidos átomos de boro em uma metade e de fósforo na outra, será formado o que se chama junção PN. O que ocorre nessa junção é que elétrons livres do lado N passam ao lado P onde encontram as lacunas que os capturam. Isto faz com que haja um acúmulo de elétrons no lado P, tornando-o negativamente carregado e uma redução de elétrons do lado N, que o torna eletricamente positivo. Essas cargas aprisionadas dão origem a um campo elétrico permanente, também chamado de banda proibida, que dificulta a passagem de mais elétrons do lado N para o lado P; o processo alcança um equilíbrio quando o campo elétrico forma uma barreira capaz de barrar os elétrons livres remanescentes no lado N. Este mesmo fenômeno acontece com os diodos quando se forma a camada de depleção. Se uma junção PN for exposta a fótons com energia maior que a da banda proibida, ocorrerá a geração de pares elétrons-lacuna; se isto acontecer na região onde o campo elétrico é diferente de zero, as cargas serão aceleradas, gerando assim, uma corrente através da junção; esse deslocamento de cargas dá origem a uma diferença de potencial nas extremidades do “bloco” de silício à qual se chama de Efeito Fotovoltaico. Se as duas extremidades forem conectadas externamente por um fio, haverá uma circulação de elétrons. Para cada elétron que deixa a célula fotovoltaica há um outro que retorna da carga para substituí-lo. A corrente elétrica produzida pelas células solares depende da intensidade da radiação, da área iluminada e da temperatura. No entanto, não é todo espectro de luz que ao incidir sobre uma célula fotovoltaica é absorvido e convertido em corrente útil,

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como foi visto cerca de 30% do espectro, devido ao seu comprimento de onda ser maior que 1,1 µm, não é capaz de excitar os elétrons de uma célula de silício. Além disso, muitos fótons que são absorvidos disponibilizam energias maiores do que o necessário para criar um par elétron-lacuna. O excesso de energia absorvida pelos elétrons da célula fotovoltaica é convertido em calor. Por estas razões a eficiência máxima da célula de silício alcançada em laboratório é em torno de 27% [6].

2.4. MEDIÇÕES DE RADIAÇÃO SOLAR 2.4. MEDIÇÕES DE RADIAÇÃO SOLAR

s principais fatores que influenciam nas características elétricas de um módulo fotovoltaico são a radiação solar e a temperatura da célula, que se consegue obter através da análise da temperatura ambiente. Com um histórico dessas

medições, pode-se viabilizar a instalações de sistemas fotovoltaicos em uma determinada região garantindo o máximo aproveitamento ao longo do ano onde, as variações da intensidade de radiação solar e temperatura sofrem significativas alterações. Os instrumentos solarimétricos medem a potência incidente por unidade de superfície. São detectados comprimentos de onda compreendidos nos intervalos entre 0,3 e 0,4 μm, parte da região do ultravioleta, 0,4 a 0,7 μm, região do visível, e de 0,7 a 5 μm, região do infravermelho. O sensor mais comum para medir a radiação solar global é o piranômetro. Existem basicamente dois tipos utilizados que são os piranômetros termoelétricos e os piranômetros fotovoltaicos. O piranômetro termoelétrico caracteriza-se pelo uso de um sensor termopar que, através expansão sofrida pela diferença de temperatura entre duas superfícies, uma pintada de preto e outra pintada de branco igualmente iluminadas, provoca um diferencial de potencial que ao ser convertido em W/m2 mostra o valor instantâneo da radiação solar. A figura 2.4 mostra a seção transversal de um piranômetro termoelétrico.

Figura 2.4 – Seção transversal de um piranômetro termoelétrico [8]

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É mostrado, também na figura 2.2 do apêndice II, um piranômetro termoelétrico instalado no teto do laboratório GPEC do Curso de Engenharia Elétrica da UFC. Um outro modelo é o piranômetro fotovoltaico, que utiliza uma célula fotovoltaica de silício monocristalino que ao ser iluminada gera uma corrente elétrica devido a fótons com energia suficiente para serem absorvidos pelo material – efeito fotovoltaico. Esta corrente, na condição de curto-circuito, é proporcional à intensidade da radiação solar incidente em W/m2. Na figura 2.4 do apêndice II é mostrada uma foto de um piranômetro fotovoltaico bifacial localizado do lado direito e do lado esquerdo, um piranômetro termoelétrico, todos instalados no teto do laboratório GPEC do Curso de Engenharia Elétrica da UFC. No apêndice I são mostradas médias mensais dos valores de radiação solar e temperatura ambiente em Fortaleza no ano de 2003.

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3. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS 3. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS

evido à baixa tensão e corrente de saída em uma célula fotovoltaica e também pelo fato de apresentarem espessura muito reduzida, necessitando proteção contra esforços mecânicos e fatores ambientais, agrupam-se várias células

formando um módulo, para que se obtenham tensões úteis na prática. Denomina-se, portanto, de módulo ou painel fotovoltaico, o menor conjunto ambientalmente protegido de células interligadas com o objetivo de gerar energia elétrica em corrente contínua, por sua vez o agrupamento desses módulos é chamado de arranjo fotovoltaico. Ao conectar as células em paralelo mostrado na figura 3.1, somam-se as correntes de cada módulo e a tensão do módulo é exatamente a tensão da célula. Já a conexão de células em série provoca a soma da tensão de cada célula. Os principais fatores que afetam na eficiência do módulo são a eficiência ótica da cobertura frontal, à perda nas interligações elétricas das células e à incompatibilidade das características elétricas das células, porque células de maior corrente e tensão dissipam o excesso de potência nas células com potência inferior. Em consequência, a eficiência global das células é reduzida.

Figura 3.1 – Conexão de células em série (Ns) e em paralelo (Np)

Quando uma célula fotovoltaica dentro de um módulo, por algum motivo, estiver encoberta ou danificada, a potência de saída do módulo cairá drasticamente e, por estar ligada em série, comprometerá todo o funcionamento das demais células no módulo. Para que toda a corrente de um módulo não seja limitada por uma célula de pior, usa-se geralmente um diodo de passagem ou de “bypass” mostrado na figura 3.2. Esse diodo serve como um caminho alternativo para a corrente e limita a dissipação de calor na célula defeituosa. Geralmente, o uso do diodo “bypass” é feito em grupamentos de células, o que reduz o custo comparado ao de se conectar um diodo em cada célula.

D

24

Figura 3.2 – Possíveis ligações para um diodo “bypass” entre células FV

Um outro problema comum, geralmente à noite, é quando surge uma corrente negativa vindo do banco de baterias fluindo pelas células, ou seja, ao invés de gerar corrente, o módulo passa a receber mais do que produz, dessa forma o banco de baterias considera os módulos fotovoltaicos como carga e se descarrega lentamente. Para evitar esses problemas, usa-se um diodo de bloqueio impedindo assim correntes reversas que podem ocorrer caso o módulo seja ligado diretamente a um acumulador ou bateria.

3.1. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS 3.1. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS

ormalmente, a potência dos módulos ou conjunto de células é fornecida pela corrente de pico. Entretanto, esta opção não é suficiente para se fazer comparações exatas entre diferentes tipos de módulos.

Em muitas aplicações o importante é o tempo que o módulo leva para carregar uma bateria; e este depende da corrente de carregamento fornecida pelo módulo à bateria. As principais características elétricas dos módulos fotovoltaicos: Tensão de circuito aberto (Voc): é a diferença de potencial medida entre os terminais positivo e negativo do módulo quando está submetida à radiação solar e sem nenhuma carga acoplada para garantir que não haja circulação de corrente elétrica; Corrente de Curto Circuito (Isc): é a corrente medida que circula de um terminal a outro de um módulo estando sem nenhuma carga acoplada, exposto à luz solar e com terminais curto-circuitados. Quando uma carga é acoplada a um módulo as medidas de corrente e tensão podem ser plotadas em um gráfico. De acordo com as mudanças das condições da carga, novos valores de corrente e tensão são medidos. Unindo todos os pontos, gera-se uma linha denominada de curva característica IxV mostrada na figura 3.3.

N

25

Figura 3.3 – Curva característica IxV de um módulo fotovoltaico [6]

Tensão e corrente de máxima potência (Vmp e Imp): Para cada ponto IxV, o produto corrente-tensão representa a potência gerada para a condição de operação. A figura 3.4 mostra uma curva típica de potência versus tensão para uma célula fotovoltaica, e consequentemente, para o módulo, e que existe somente uma tensão Vmp (e correspondente corrente Imp) para a qual a potência máxima (Pm) pode ser extraída. É importante salientar que não existe geração de potência para as condições de circuito-aberto e curto-circuito, já que tensão ou corrente são zero, respectivamente [4].

Figura 3.4 – Curva típica de potência versus tensão para uma célula fotovoltaica [6]

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Ponto de Máxima potência (Pm): corresponde ao produto da tensão de máxima potência (Vmp) e da corrente de máxima potência. Os valores de Pm, Vmp, Imp, Voc e Isc são os parâmetros que especificam o produto sob dadas condições de radiação, temperatura de operação e massa de ar. A figura 3.5 mostra a curva característica IxV superposta à curva de potência para análise parâmetros. Nota-se, através da curva característica IxV, que o módulo se comporta como uma fonte de corrente, com pouca variação de corrente, quando a tensão varia de zero até o ponto de máxima potência, e que o módulo se comporta como uma fonte de tensão, com pouca variação de tensão) entre o ponto de máxima potência e a tensão de circuito aberto.

Figura 3.5 – Curva característica IxV superposta à curva de potência [6]

O fator de forma (FF) é uma grandeza que expressa o quanto a curva característica IxV se aproxima de um retângulo. Quanto melhor a qualidade das células no módulo, mais próxima da forma retangular será a curva IxV. A equação 4.1 apresenta a definição do fator de forma:

VocIsc

VmppFF

Im (3.1)

A eficiência ( ) indica quanto da energia solar incidente no painel fotovoltaico é transformada em energia elétrica:

IcA

VmppIm (3.2)

Onde A à superfície do painel fotovoltaico e Ic corresponde à radiação solar incidente.

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3.2. FATORES QUE AFETAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS 3.2. FATORES QUE AFETAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS

s principais fatores que influenciam nas características elétricas de um módulo são a radiação solar e a temperatura das células. A corrente gerada nos módulos aumenta linearmente com o aumento da radiação solar como mostra

a figura 3.6. Por outro lado, o aumento da temperatura na célula faz com que a eficiência do módulo caia abaixando assim os pontos de máxima potência gerada. A figura 3.7 mostra curvas IxV para diversas temperaturas e radiação solar em 100 W/m2, mostrando a influência na eficiência quando se compara os “joelhos” das curvas. Isto se deve ao fato de que a tensão diminui significativamente com o aumento da temperatura enquanto que a corrente sofre uma elevação muito pequena, quase que desprezível.

Figura 3.6 – Efeito causado pela variação de radiação solar na curva característica IxV [6]

Figura 3.7 – Efeito causado pela temperatura da célula na curva característica IxV (para 1000

W/m2) em um módulo fotovoltaico [6]

O

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3.3. PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE FABRICAÇÃO DE MÓDULOS 3.3. PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE FABRICAÇÃO DE MÓDULOS

silício é um elemento semicondutor muito abundante na Terra, por isso tem incentivado a fabricação e o desenvolvimento de células fotovoltaicas podendo ser constituídas de cristais monocristalinos, policristalinos ou de silício amorfo.

Como qualquer outra tecnologia, a fotovoltaica vem buscando melhorar a eficiência das células associada a uma redução de custos. As aplicações mais comuns que tem contribuído para o aumento dessas pesquisas no setor são o uso espacial em espaçonaves e satélites, iluminação residencial, bombeamento de água, conexão à rede para geração elétrica e, mais recentemente, sistemas de dessalinização de água.

3.3.1. SILÍCIO MONOCRISTALINO 3.3.1. SILÍCIO MONOCRISTALINO

célula de silício monocristalino é historicamente a mais usada e comercializada como conversor direto de energia solar em eletricidade e a tecnologia para sua fabricação é um processo básico muito bem constituído. A fabricação da célula

de silício começa com a extração do cristal de dióxido de silício. Este material é desoxidado em grandes fornos, purificado e solidificado. Este processo atinge um grau de pureza em 98 e 99% o que é razoavelmente eficiente sob o ponto de vista energético e custo. Este silício para funcionar como células fotovoltaicas necessita de outros dispositivos semicondutores e de um grau de pureza maior devendo chegar na faixa de 99,9999%. A figura 3.8 mostra uma célula de silício monocristalino.

Figura 3.8 – Célula de silício monocristalino [8]

Para se utilizar o silício na indústria eletrônica além do alto grau de pureza, o material deve ter a estrutura monocristalina e baixa densidade de defeitos na rede. O processo mais utilizado para se chegar as qualificações desejadas é chamado “processo Czochralski”. O silício é fundido juntamente com uma pequena quantidade de dopante, normalmente o boro que é do tipo P. Com um fragmento do cristal devidamente orientado e sob rígido controle de temperatura, vai se extraindo do material fundido um

O

A

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grande cilindro de silício monocristalino levemente dopado. Este cilindro obtido é cortado em fatias finas de aproximadamente 300µm [8]. Após o corte e limpezas de impurezas das fatias, deve-se introduzir impurezas do tipo N de forma a obter a junção. Este processo é feito através da difusão controlada onde as fatias de silício são expostas a vapor de fósforo em um forno onde a temperatura varia entre 800 a 1000 0C. Dentre as células fotovoltaicas que utilizam o silício como material base, as monocristalinas são, em geral, as que apresentam as maiores eficiências. As fotocélulas comerciais obtidas com o processo descrito atingem uma eficiência de até 12% podendo chegar em 16% em células feitas em laboratórios.

3.3.2. SILÍCIO POLICRISTALINO 3.3.2. SILÍCIO POLICRISTALINO

s células de silício policristalino são mais baratas que as de silício monocristalino por exigirem um processo de preparação das células menos rigoroso, ou seja, ao invés de formarem um único grande cristal é formado um

bloco composto de pequenos cristais. Devido a isso, a eficiência diminui em comparação as células de silício monocristalino. A figura 3.9 mostra uma célula de silício policristalino.

Figura 3.9 – Célula de silício policristalino [8]

O processo de pureza do silício utilizada na produção das células de silício policristalino é similar ao processo do Si monocristalino, o que permite obtenção de níveis de eficiência compatíveis. As células podem ser preparadas pelo corte de um lingote, de fitas ou depositando um filme num substrato, tanto por transporte de vapor como por imersão. Nestes dois últimos casos, só o silício policristalino pode ser obtido. Cada técnica produz cristais com características específicas, incluindo tamanho, morfologia e concentração de impurezas. Ao longo dos anos, o processo de fabricação tem alcançado eficiência máxima de 12,5% em escalas industriais.

A

30

3.3.3. SILÍCIO AMORFO 3.3.3. SILÍCIO AMORFO

ma célula de silício amorfo difere das demais estruturas cristalinas por apresentar alto grau de desordem na estrutura dos átomos. A utilização de silício amorfo para uso em fotocélulas tem mostrado grandes vantagens tanto

nas propriedades elétricas quanto no processo de fabricação. Por apresentar uma absorção da radiação solar na faixa do visível e podendo ser fabricado mediante deposição de diversos tipos de substratos, o silício amorfo vem se mostrando uma forte tecnologia para sistemas fotovoltaicos de baixo custo. Mesmo apresentando um custo reduzido na produção, o uso de silício amorfo apresenta duas desvantagens: a primeira é a baixa eficiência de conversão comparada às células mono e policristalinas de silício; em segundo, as células são afetadas por um processo de degradação logo nos primeiros meses de operação, reduzindo assim a eficiência ao longo da vida útil. Por outro lado, o silício amorfo apresenta vantagens como processo de fabricação relativamente simples e barato, possibilidade de fabricação de células com grandes áreas e baixo consumo de energia na produção que compensam as deficiências citadas.

3.3.4. CÉLULAS DE FILMES FINOS 3.3.4. CÉLULAS DE FILMES FINOS

o intuito de descobrir formas alternativas de se fabricar células fotovoltaicas, têm se realizado muitas pesquisas com células de filmes finos. O objetivo geral é obter uma técnica através da qual seja possível

produzir células fotovoltaicas confiáveis, utilizando pouco material semicondutor, resultando em custo mais baixo do produto e consequentemente da energia gerada. A Figura 3.10 apresenta módulos de filme fino.

Figura 3.10 – Módulos de filme fino

Entre os materiais pesquisados, os mais difundidos são:

Telureto de Cádmio (CdTe);

Disseleneto de Cobre e Índio (CIS);

Silício amorfo hidrogenado (a-Si-H);

Arseneto de Gálio (GaAs).

U

N

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4. BATERIAS ELÉTRICAS 4. BATERIAS ELÉTRICAS

onveniente fonte de eletricidade e uma eficiente forma de armazenamento de energia elétrica, as baterias são essenciais para os sistemas autônomos de geração com fontes renováveis (solar , eólico ou híbrido) que utilizam

armazenamento de energia elétrica. Por isso faz-se necessário o conhecimento das limitações intrínsecas, para que haja correta instalação, prolongando a vida útil e aumentando o grau de confiabilidade. Quando uma bateria está conectada a um circuito elétrico, há uma corrente devido a uma transformação eletroquímica que será abordada adiante, ou seja, há produção de corrente contínua através da conversão de energia química em energia elétrica. A célula eletroquímica é a unidade mais simples de operação de uma bateria. As células eletroquímicas primárias compõem as baterias que não podem ser recarregadas. Quando as células primárias descarregam-se completamente, a vida útil termina e elas são inutilizadas. As baterias primárias são geralmente utilizadas como fontes de energia de baixa potência, em aplicações tais como calculadoras, relógios e aparelhos portáteis. As células secundárias, que podem ser reutilizadas várias vezes, compõem as baterias recarregáveis, comumente chamadas de baterias de armazenamento. O número de tipos possíveis de baterias é muito grande (Ni-Fe, Ni-Zn, Zn-Cl, etc.). Entretanto, a disponibilidade do mercado reduz a possibilidade de escolha dos tipos a serem empregados. Dessa maneira, as baterias de chumbo-ácido e níquel-cádmio tornaram-se algumas das poucas opções para os projetistas de sistemas autônomos. O preço das últimas é, para a mesma quantidade de energia, da ordem de quatro a cinco vezes superior ao das primeiras. Por esse motivo, a grande maioria dos acumuladores de energia já instalados nos sistemas fotovoltaicos, eólicos ou híbridos, são as baterias recarregáveis de chumbo-ácido [7]. Alguns conceitos referentes às baterias são básicos e importantes para o entendimento do comportamento do sistema de armazenamento que adotaremos para os sistemas estudados neste trabalho. Apresentamos a seguir, alguns conceitos básicos. Denomina-se capacidade nominal de uma bateria, CB, à quantidade de corrente, medida em Ah, possível de ser extraída da bateria em um determinado período de tempo. Esta grandeza é dependente da temperatura em que o processo ocorre, da intensidade da corrente e do valor da tensão de corte estipulada. CB é definido como a quantidade de energia possível de se retirar da bateria e costuma ser expresso em Wh ou em Ah. O estado de carga de uma bateria, SOC, é definido como a relação entre a capacidade da bateria em um estado qualquer e a capacidade nominal desta. SOC possui valores que variam entre 0 e 1, onde SOC = 1, significa que a bateria está totalmente carregada enquanto que SOC = 0 totalmente descarregada. A profundidade de descarga, DOD, indica, em termos percentuais, quanto pode ser retirado da capacidade nominal a partir do estado de plena carga. Assim, SOC = 1 – DOD. Por exemplo, a remoção de 25 Ah de uma bateria com capacidade nominal de 100 Ah provoca uma profundidade de descarga de 25%, resultando num estado de carga de 75%.

C

32

Chama-se de regime ou taxa de descarga, a relação entre a capacidade nominal da bateria e a corrente em que se realiza a descarga (ou carga), expresso normalmente em horas. É representado na forma de um sub-índice ao lado do símbolo da corrente, por exemplo: I20, representa um regime de descarga de 20 horas. Na grande maioria das aplicações fotovoltaicas, os regimes de carga e descarga oscilam entre I20 e I100, valores relativamente baixos. Portanto, o calor que a corrente interna produz por efeito Joule no interior da bateria é pequeno. Com isto, a temperatura interna das baterias é praticamente a mesma que a temperatura ambiente. O rendimento energético de uma bateria a um certo estado de carga é definido como a relação entre a energia (Wh) extraída da bateria durante um processo de descarga e a energia necessária para restabelecer a carga original.

4.1. BATERIAS DE CHUMBO-ÁCIDO 4.1. BATERIAS DE CHUMBO-ÁCIDO

primeira bateria de chumbo ácido foi construída por Planté, em 1859. Este tipo de bateria é utilizado ainda hoje em algumas aplicações específicas, mas devido às suas características construtivas e aos seus altos custos de produção

a sua gama de aplicação foi restrita. Em 1881, Sellon introduziu algumas modificações no equipamento original, aumentando a sua aplicabilidade e diminuindo os custos de fabricação. Assim, a utilização deste tipo de bateria difundiu-se, sendo amplamente usada nos mais variados tipos de aplicações [7]. Essencialmente, a bateria de chumbo ácido possui o anodo de dióxido de chumbo (eletrodo positivo) e o catodo de chumbo poroso puro (eletrodo negativo). Como eletrólito, é usado ácido sulfúrico dissolvido em água a 37%. As reações químicas que ocorrem durante o funcionamento das baterias de chumbo-ácido são as seguintes: No anodo:

OHPbSOeHSOPbOaC

aDesc

24arg

arg2

42 224

(4.1)

No catodo:

ePbSOSOPbaC

aDesc 24arg

arg2

4 (4.2)

A reação global:

OHPbSOSOHPbOPbaC

aDesc

24arg

arg

422 222

(4.3)

Durante o processo de carga, uma corrente elétrica entra na bateria pelo anodo, formando óxido de chumbo no anodo e chumbo puro no cátodo. Com isso, ácido

A

33

sulfúrico (H2SO4) é liberado na solução aquosa, denominada de eletrólito, aumentando sua densidade. Já no processo de descarga, a corrente elétrica sai pelo anodo, formando sulfato de chumbo nos dois eletrodos absorvendo o ácido sulfúrico do eletrólito, diminuindo sua densidade. Segundo as equações (4.1), (4.2) e (4.3) e a figura 4.1, nota-se que uma bateria está carregada quando seu eletrodo negativo é composto, predominantemente, de chumbo puro, enquanto que seu eletrodo positivo está constituído basicamente de dióxido de chumbo. Por sua vez, neste estado de carga, a densidade do eletrólito é máxima, pois a quantidade de ácido sulfúrico dissolvida no eletrólito é a maior possível. Neste caso, a tensão nos pólos da bateria também é máxima, pois é diretamente proporcional à quantidade de íons presentes no eletrólito ou, o que é a mesma coisa, à densidade deste. Conhecendo estas características, podemos determinar o estado da carga de uma bateria de forma bastante simples, medindo a tensão em seus pólos, ou a densidade de seu eletrólito através de um densímetro.

Figura 4.1 – Estados de carga e descarga em uma bateria chumbo-ácido [7]

Na prática, para uma bateria de 12 V carregada com 6 elementos conectados em série, a densidade do eletrólito varia entre 1,20 e 1,28 g/cm3, os quais correspondem a valores entre 2,04 e 2,12 V por elemento (ou célula), o que corresponde a tensões entre 12,24 a 12,72 V nos pólos de uma bateria de 12V. Cada elemento é composto basicamente por um eletrodo positivo e outro negativo, submersos em solução de ácido e água (eletrólito). Pode-se dizer que uma bateria de chumbo ácido é constituída por células conectados em série ou em paralelo, cada um com tensão nominal em seus pólos de 2V.

4.2. PROCESSO DE CARGA-DESCARGA 4.2. PROCESSO DE CARGA-DESCARGA

tensão fornecida por uma bateria recarregável é contínua (CC). Para carregá-la necessita-se de uma fonte de corrente contínua que deverá ser conectado com a polaridade correta: positivo do gerador ao positivo da bateria e negativo do

gerador ao negativo da bateria. Para poder forçar uma corrente de carga, a tensão deverá ser superior à da bateria. A corrente de carga provoca reações químicas nos eletrodos, as quais continuam desde que o gerador seja capaz de manter essa corrente. Se o gerador for desconectado e uma carga elétrica conectada à bateria, circulará uma corrente

A

34

através desta, em direção oposta à de carga, provocando reações químicas nos eletrodos que retornam o sistema à sua condição inicial. Em principio, o ciclo de carga-descarga pode ser repetido indefinidamente. Na prática, existem limitações para o seu número máximo uma vez que os eletrodos perdem parte do material com cada descarga. As sucessivas descargas traduzem-se em uma diminuição progressiva da capacidade da bateria, como consequência da perda de material ativo dos eletrodos. Na realidade, O sulfato de chumbo (PbSO4) é 150% mais volumoso que o dióxido de chumbo (PbO2), e com relação ao chumbo (Pb) esta proporção aumenta para 300%. Em consequência disso, durante o processo de descarga da bateria, a matéria ativa aumenta de volume. Isto diminui sua porosidade, dificultando a passagem do eletrólito, diminuindo a ocorrência das reações químicas. Além disso, fazem surgir tensões mecânicas internas aos eletrodos, possibilitando que o material ativo desprenda-se e caia. O desprendimento do material ativo dos eletrodos afeta particularmente o pólo positivo. Este desprendimento de material, além de constituir uma perda de matéria ativa pode, ao acumular-se no fundo da bateria, causar um curto-circuito nas placas, inutilizando-as. Para proteger as baterias que passam por frequentes processos de carga e descarga costuma-se envolver os eletrodos positivos com material composto de plástico ou fibra de vidro que permitem a passagem do eletrólito e sustentam mecanicamente a matéria ativa. Quando um tipo de energia é convertido em outro, a eficiência do processo nunca alcança os 100%, tendo em vista que sempre existem perdas (calor). A dupla conversão energética que ocorre dentro de uma bateria obedece a essa lei física. Haverá, portanto, perdas de energia durante o processo de carga e ou de descarga. Como o processo químico libera gases (hidrogênio e oxigênio) há necessidade que o conjunto tenha aberturas de ventilação para o exterior, que permitam a eliminação desses gases, restringindo ao máximo a possibilidade de um vazamento do eletrólito. Além disso, a capacidade útil da bateria é inferior à capacidade teórica, porque a matéria ativa da bateria não é completamente utilizada. Caso ocorram descargas muito profundas e a bateria permaneça descarregada por um longo período de tempo, o sulfato de chumbo formado nas placas dos eletrodos cristaliza-se irreversivelmente, ou seja, ao alterar a polaridade da corrente, não é mais possível transformá-lo em chumbo e ou em óxido de chumbo. Isto diminui a matéria ativa disponível, além de obstruir os poros do eletrodo. Além disso, os cristais do sulfato são maus condutores de corrente aumentando a resistência interna da bateria. Como consequência, a bateria pode perder a capacidade de armazenar energia ou ser inutilizada. Quando isto ocorre, é usual dizer que a bateria está sulfatada. Três características definem uma bateria recarregável: a quantidade de energia que ela pode armazenar, a máxima corrente de descarga e a profundidade de descarga a que pode submeter-se. A quantidade de energia que pode ser acumulada por uma bateria é dada pelo número de watt-horas (Wh) da mesma. A capacidade (CB) de uma bateria submeter-se a um dado regime de descarga é dada pelo número de ampères-horas (Ah).

35

O número de Ah de uma bateria é um valor que se obtém de um regime de descarga especificado pelo fabricante. Para um tipo especial de baterias, o procedimento de prova é padronizado pela indústria. Uma bateria, inicialmente 100% carregada, é descarregada com corrente constante, até que a energia na mesma se reduza a 20% de seu valor inicial. O valor dessa corrente de descarga multiplicado pela duração do teste (20 horas é um valor típico) é o valor em Ah dessa bateria. Um exemplo prático serve para reforçar este conceito: se uma bateria solar tem uma capacidade (CB) de 200 Ah para um tempo de descarga de 20 h, o valor da corrente durante o teste é de 10 A. Existe a tendência de estender esse conceito para correntes de descarga superiores ao máximo determinado pelo método de teste (10 A neste exemplo). A bateria do exemplo não pode entregar 200 A durante uma hora. O processo eletroquímico não pode ser acelerado sem que a bateria incremente sua resistência interna de forma significativa. Esse incremento diminui a tensão de saída, auto-limitando a capacidade de suprir correntes elevadas na carga. Se a corrente de descarga for menor que a especificada, por exemplo 5 A, a relação Ah será válida. A bateria de 200 Ah do exemplo pode suprir esse valor de corrente por 40 horas. A figura 4.2 quantifica este fenômeno, ilustrando a redução da capacidade da bateria com o aumento da corrente de descarga. Se a bateria solar do exemplo tem uma tensão nominal de 6 V, a quantidade de energia que pode ser acumulada é de:

6 V x 200 Ah = 1.200 Wh (1,2 kWh)

Figura 4.2 – Variação da capacidade de uma bateria de chumbo ácido em função da corrente e

descarga a que esta é submetida [7]

36

4.3. TENSÃO DE SAÍDA 4.3. TENSÃO DE SAÍDA

tensão de saída de uma bateria de chumbo-ácido não permanece constante durante a carga ou descarga. Duas variáveis determinam seu valor: o estado da carga e a temperatura do eletrólito. As curvas das figuras 4.3 e 4.4 mostram

essas variações na tensão por elemento, tanto para o processo de carga quanto para o de descarga. Os valores dados pelas curvas correspondem a tensão por elemento de uma bateria de chumbo-ácido. Seis elementos em série correspondem a uma bateria de 12 V. Se o banco de baterias tem um valor que é um múltiplo de 12 V, os valores lidos deverão ser multiplicados por seis e pelo valor do múltiplo. A figura 4.3 mostra o comportamento da tensão em função do tempo de carga nos pólos da bateria, para processos de cargas a corrente e temperaturas constantes. Note-se que existem duas regiões com comportamentos distintos. Na primeira, a tensão cresce quase linearmente até valores próximos a 2,2 V. Nesta região, o aumento da tensão traduz-se como um aumento do estado de carga da bateria, SOC. Na segunda, o crescimento da tensão, também quase linear, é bem mais acentuado. Nesta região, a bateria encontra-se em processo de sobrecarga, e o aumento da tensão deve-se ao incremento da resistência interna da bateria.

Figura 4.3 – Evolução da tensão entre os terminais de uma bateria durante um processo de

carga a corrente constante, em função do tempo e regime de carga, para uma temperatura de 25

0 [7]

A diminuição da tensão nos pólos da bateria é mais acentuada quanto maior for a intensidade da corrente de descarga. A figura 4.4 apresenta o comportamento da tensão nos pólos da bateria em função do tempo transcorrido durante um processo de descarga a corrente constante.

A

37

Figura 4.4 – Evolução da tensão entre os terminais de uma bateria durante um processo de

descarga a corrente constante [7]

4.4. AVALIAÇÃO DO ESTADO DE CARGA 4.4. AVALIAÇÃO DO ESTADO DE CARGA

valor da tensão de circuito aberto de uma bateria não representa uma boa indicação do estado de carga ou da vida útil da mesma. Para que essa medição tenha algum significado, a leitura deve ser precedida pela carga da

mesma, seguida de um período de inatividade de várias horas. O voltímetro deverá ser capaz de ler com uma precisão de no mínimo duas casas decimais. A medição da densidade do eletrólito constitui uma avaliação mais confiável, pois se mede um grupo de células em separado. Diferenças significativas no valor da densidade entre um grupo de células e as restantes dá uma indicação clara do envelhecimento da bateria. Uma tensão que é importante é a de “final de descarga” para a bateria. Esse valor é dado pelo fabricante, porém é sempre próximo aos 10,5 V, para uma bateria de chumbo-ácido de 12V nominais, trabalhando a uma temperatura próxima de 25 °C.

4.5. TEMPERATURA DO ELETRÓLITO 4.5. TEMPERATURA DO ELETRÓLITO

congelamento do eletrólito é um problema que pode ocorrer quando a temperatura do mesmo cai abaixo dos 0 °C e está relacionado com o estado de carga da bateria. Quando a bateria está praticamente descarregada, a

quantidade de água na solução eletrolítica é maior, como indicado anteriormente. Ao baixar a temperatura do eletrólito, existe a possibilidade de que a água se congele. Quando isso ocorre, seu volume aumenta. A força dessa expansão pode danificar tanto os eletrodos, quanto as células, ou até quebrar a caixa. O ácido do eletrólito atua como anti-congelante, de maneira que é extremamente importante manter a carga das baterias quando a temperatura de trabalho diminui. Uma bateria solar do tipo chumbo-ácido, totalmente descarregada, congela em torno dos - 10 °C. Se ela estiver totalmente carregada, o ponto de congelamento será de aproximadamente -58 °C conforme Tabela 4.1.

O

O

38

Estado de carga (%) Temperatura de Congelamento do Eletrólito ( 0 C)

100 -58,0

75 -34,4

50 -20,0

25 -15,0

Descarregada -10,0 Tabela 4.1 – Ponto de congelamento de uma bateria de chumbo-ácido [10]

Visto que as baixas temperaturas causam tantos problemas, ocorre a tendência de concluir que as temperaturas ambientes elevadas seriam ideais. A conclusão é errônea, pois a maior atividade química se traduz em uma redução na vida útil de uma bateria de chumbo-ácido, como mostrado na tabela 4.2.

Temperatura do Eletrólito (o C) Redução da vida útil (%)

25 0

30 30

35 50

40 65

45 77

50 87

55 95 Tabela 4.2 – Redução da vida útil da bateria de chumbo-ácido com a temperatura [10]

4.6. NÚMERO DE CICLOS 4.6. NÚMERO DE CICLOS

enomina-se ciclo de um acumulador ao processo de carregar e descarregar. A repetição sucessiva de ciclos é denominada de processo de ciclagem. Ao descarregar repetidamente os acumuladores eletroquímicos, diminui-se,

progressivamente, a capacidade total destes. Isto ocorre porque, com o aumento de volume dos eletrodos, originada pelas sucessivas recargas, criam-se tensões mecânicas internas, fazendo com que o material ativo se desprenda e caia. Com isto, perde-se este material e, consequentemente, a capacidade de acumular energia. Esta perda na capacidade aumenta com o número de cargas e descargas e principalmente com o aumento da profundidade de descarga adotada em cada ciclo. Realizado um determinado número de ciclos, a capacidade da bateria diminui, de forma a inviabilizar seu uso. Costuma-se assumir como limite de utilização da bateria quando sua capacidade após os ciclos diminui para 80% da capacidade nominal. O número de ciclos que uma bateria suporta até atingir sua capacidade final é denominado vida útil da bateria. A figura 4.5 mostra esquematicamente a dependência do número de ciclos que suporta uma bateria com relação ao regime de descarga.

D

39

Figura 4.5 – Evolução da capacidade da bateria submetida ao processo de ciclagem, em

função do número de ciclos e da profundidade de descarga de 20% [7]

4.7. ASPECTOS RELACIONADOS COM A VIDA ÚTIL DAS BATERIAS 4.7. ASPECTOS RELACIONADOS COM A VIDA ÚTIL DAS BATERIAS

GASEIFICAÇÃO

o se aproximar do final do processo de carga da bateria, começa a faltar matéria ativa e parte da corrente de carga deixa de realizar a reação química e começa a decompor a água do eletrólito em hidrogênio, H2, e oxigênio, O2. Este

fenômeno, denominado gaseificação, tem consequências positivas e negativas. Em pequena escala, a gaseificação é responsável pela homogeneização do eletrólito, ação particularmente importante para as baterias instaladas nos sistemas fotovoltaicos. Em maior escala, com a decomposição da água do eletrólito e, se não houver reposição, os eletrodos correm o risco de ficarem expostos. Fora da solução eles podem sofrer danos irreversíveis. A gaseificação é também responsável pelo aumento na resistência interna da bateria, dificultando a passagem da corrente e a ocorrência das reações químicas. Quando o processo de carga não é controlado, o excesso de oxigênio começa a oxidar os suportes de chumbo (Pb) das células, podendo causar o rompimento dos mesmos. Esse fenômeno é conhecido como a “morte súbita” da bateria, já que ocorre sem dar aviso prévio. A gaseificação excessiva arrasta parte do eletrólito, que é empurrado para fora da bateria, através dos tampões de respiração. Esse material contem ácido sulfúrico, que danifica os terminais de saída e diminuindo a quantidade de ácido dentro da bateria. O processo de carga de uma bateria de chumbo-ácido deve minimizar a gaseificação do eletrólito. Para uma bateria de chumbo-ácido de 12 V nominais, trabalhando próximo dos 25 °C, uma tensão de carga de 14,28 V proporciona um nível tolerável de gaseificação. Uma tensão mais elevada provoca um nível excessivo de gaseificação [11].

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SULFATAÇÃO

bserva-se que a descarga das baterias de chumbo-ácido causa a deposição de sulfato de Pb em ambas as placas. Normalmente, essa deposição é constituída por pequenos cristais, que se decompõem facilmente durante o processo de

carga. Quando a bateria é descarregada repetidas vezes abaixo do mínimo especificado, e não totalmente recarregada, ou quando permanece descarregada por um longo tempo, o tamanho dos cristais cresce, e só uma parte deles participa no processo de carga. Isso se traduz em uma diminuição da superfície ativa do eletrodo, diminuindo a capacidade de armazenamento. Esse fenômeno é conhecido como sulfatacão da bateria. Em lugares onde os períodos nublados são de longa duração, as baterias podem permanecer em estado de baixa carga por bastante tempo, induzindo a sulfatação das placas. Uma carga com regime elevado de corrente pode dissolver esta formação cristalina [11].

AUTO-DESCARGA

enomina-se de auto-descarga o processo natural de perda de carga que o acumulador sofre.

Durante o processo de carga de uma bateria, parte do antimônio que compõe o suporte das placas positivas se dissolve, depositando-se no chumbo poroso das placas negativas. Caso o acumulador fique sem ser utilizado ou armazenado por um certo período de tempo, o antimônio presente nas placas negativas exerce uma ação eletroquímica local descarregando lentamente as mesmas. Com o aumento da temperatura, em geral, responsável em estimular as reações químicas, este processo é acelerado. Em ambientes quentes, a auto-descarga ocorre mais intensamente, sendo aconselhável, portanto, armazenar os acumuladores em ambientes de temperatura baixa [11].

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5. CONFIGURAÇÕES DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 5. CONFIGURAÇÕES DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

e acordo com a localização e a disponibilidade dos recursos energéticos, os sistemas fotovoltaicos podem ser classificados como autônomos ou conectados à rede. Os sistemas fotovoltaicos autônomos, ou seja, não conectados à rede

elétrica, quando não se restringem somente à geração fotovoltaica são chamados de autônomos híbridos, ou simplesmente, híbridos e quando puramente fotovoltaicos são conhecidos como autônomos isolados, ou simplesmente, autônomos. Assim, segundo a classificação das categorias, os sistemas fotovoltaicos são:

Autônomos: Isolados Híbridos

Conectados à rede elétrica

5.1. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS ISOLADOS 5.1. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS ISOLADOS

istemas fotovoltaicos autônomos, em geral, necessitam de algum tipo de armazenamento. A forma mais comum de armazenamento á a utilização de baterias elétricas. Existem também outros tipos de armazenamento de energia

como no bombeamento de água, onde a água é armazenada em tanques elevados, a energia solar será convertida em energia potencial gravitacional. Em sistemas que necessitam de armazenamento de energia em baterias, usa-se um dispositivo para controlar a carga e a descarga na bateria chamado de controlador de carga, que tem como principal função não deixar que haja danos na bateria por sobrecarga ou descarga profunda. Para evitar que haja sobrecarga ou descarga profunda e garantir a vida útil do sistema de armazenamento, em geral, é utilizado um controlador de carga. Este equipamento é utilizado para proteger os acumuladores, cortando o abastecimento energético das baterias quando o estado de carga das baterias (SOC) atinge 100%, ou desconectando a carga dos acumuladores quando estes atingem a profundidade de descarga máxima (PDMAX). Para alimentação de equipamentos de corrente alternada (CA) é necessário um inversor de corrente contínua (CC) em alternada, conhecido como inversor. Este dispositivo geralmente incorpora um seguidor de ponto de máxima potência (MPPT) necessário para otimização da potência final produzida. A configuração dos sistemas fotovoltaicos autônomos isolados pode ser:

a) com carga CA e armazenamento;

b) com carga CA sem armazenamento;

c) com carga CC e armazenamento, e;

d) com carga CC sem armazenamento, como mostra a figura 5.1.

D

S

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Figura 5.1 – Diagrama de sistemas fotovoltaicos autônomos em função da carga utilizada

5.2. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS HÍBRIDOS 5.2. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS HÍBRIDOS

istemas híbridos são aqueles que, desconectado da rede convencional, apresenta várias formas de geração de energia como, por exemplo, turbinas eólicas, geração diesel, módulos fotovoltaicos, entre outras. A utilização de

várias fontes torna-se complexo a otimização e o dimensionamento da geração de energia elétrica. A energia gerada por um sistema híbrido tem a forma “pulsante”, pois dependem de fenômenos meteorológicos variáveis como a velocidade do vento e a radiação solar, porém a carga necessita, geralmente, que o fornecimento de energia seja constante e dentro de limites mínimos e máximos aceitáveis para a operação. Por isso, a energia gerada é enviada para baterias, que além de armazenar, têm a função de fornecer, de forma ininterrupta e dentro de uma faixa confiável, a energia para a carga. A figura 5.2 mostra um diagrama de sistemas fotovoltaicos híbridos em função da carga utilizada.

S

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Figura 5.2 – Diagrama de sistemas fotovoltaicos híbridos em função da carga utilizada

5.3. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE 5.3. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE

stes sistemas utilizam um grande número de painéis fotovoltaicos, e não utilizam armazenamento de energia pois toda a geração é entregue à rede. Esta forma de geração representa uma fonte complementar ao sistema elétrico de

grande porte ao qual esta conectada. Todo o arranjo é conectado em inversores e logo em seguida guiados diretamente à rede. Estes inversores devem satisfazer as exigências de qualidade e segurança para que a rede não seja afetada. A figura 5.3 mostra um diagrama simplificado de sistemas conectados à rede.

Figura 5.3 – Diagrama simplificado de sistemas conectados à rede

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5.4. EXEMPLOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS NO NORDESTE DO BRASIL 5.4. EXEMPLOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS NO NORDESTE DO BRASIL

o Brasil existem hoje vários projetos em nível governamental e privado. Esses projetos englobam diversas áreas que utilizam conversão fotovoltaica da energia solar como na eletrificação rural, no bombeamento de água e também

em sistemas híbridos. Aqui serão apresentados alguns dos sistemas instalados no Nordeste do Brasil mostrando as características e as comunidades beneficiadas.

SISTEMA DE DESSALINIZAÇÃO DE ÁGUA SALOBRA POR OSMOSE REVERSA NO CEARÁ

sse sistema de dessalinização de água salobra foi instalado na comunidade de Coité-Pedreiras no Ceará. O dessalinizador possui capacidade nominal de 250 litros por hora e o gerador fotovoltaico é formado por 20 módulos SM55 de

55Wp da Siemens com oito baterias de 100Ah. Essa pesquisa foi desenvolvida pelo Grupo de Processamento de Energia e Controle (GPEC) do Curso de Engenharia Elétrica da UFC. Os recursos para implementação do projeto foram concedidos pelo concedidos pelo CNPq e o Banco do Nordeste. A estratégia de operação tem o motor de indução trifásico funcionando entre 2700 a 3000rpm, pressão de 120psi aplicada a membrana de osmose reversa com taxa de recuperação em torno de 25% e uma produção média de 3,8 litros por minuto com quatro horas diárias de funcionamento [12].

SISTEMA DE ELETRIFICAÇÃO RESIDENCIAL NO CEARÁ

ste projeto de eletrificação fotovoltaica faz parte da primeira fase do acordo NREL/CEPEL/COELCE, e é parte integrante do Programa LUZ DO SOL. O sistema foi instalado em várias localidades do interior do Ceará. Foram também

implantados sistemas de iluminação pública em cada localidade onde foram instalados sistemas residenciais e escolares. O primeiro sistema, dentro da primeira fase do acordo NREL/ CEPEL/COELCE, foi instalado em dezembro de 1992 na vila de Cordeiros no município de São Gonçalo do Amarante e vem operando nestes últimos anos, de forma contínua. Este projeto atende a 14 vilas do interior dos municípios de Alto Santo, Apuiarés, Canindé, General Sampaio, Itapipoca, Pentecoste, Quixadá e São Gonçalo do Amarante no Ceará beneficiando um total de 492 residências com 30,74 kWp instalados [8]. CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA

- 1 Módulo da Siemens SM55 (55Wp); - 1 Bateria Delco 2000 (105Ah/12V); - 20W em lâmpadas fluorescentes; - Saída de 12V para alimentação de rádio, toca fitas etc.; - Caixa para proteção da bateria e do controlador de carga.

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E

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SISTEMA DE BOMBEAMENTO PARA IRRIGAÇÃO NA BAHIA

sistema de bombeamento fotovoltaico foi instalado no açude Rio dos Peixes no município de Capim Grosso na Bahia e é formado por 16 painéis M55 da Siemens e uma bomba centrífuga de superfície McDonald de 1HP CC. Devido

às variações sazonais do nível da água no açude, a solução mais prática foi a instalação do sistema em uma balsa flutuante ancorada. O sistema completo fica a 15m da margem do açude, quando em época de cheia, e bombeia a uma distância de 350m com vazão de 12 m3 por dia. O sistema foi implantado no âmbito da cooperação NREL/CEPEL/ COELBA, tendo participado ainda a Coordenação de Irrigação da Secretaria de Agricultura e Irrigação do Estado da Bahia e a Associação de Moradores de Rio do Peixe. Dez sistemas similares estão em fase de instalação no mesmo açude [8].

SISTEMA FOTOVOLTAICO EM PARQUE ECOLÓGICO NA BAHIA

m 28 de janeiro de 1995, foi inaugurado o Sistema Gerador Fotovoltaico do Posto Avançado do Parque Ecológico Porto Sauípe na Bahia. Este Sistema é composto de um painel fotovoltaico Solarex de 1,4 kWp, fornecendo energia em

corrente contínua para um banco de baterias que, através de um inversor alimenta luminárias com 110VAC, equipamentos de informática e sistemas de áudio e vídeo do Posto [8]. CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA

- 18 módulos Solarex MSX-77 (1386Wp); - 9 Baterias Delco de 150Ah; - 1 Inversor de 1500W.

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6. ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO 6. ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO

ste capítulo visa o estudo da união da tecnologia de dessalinização por eletrodiálise que tem assumido uma importância crescente nos últimos anos, devido ao menor consumo específico de energia para águas salobras até 5.000

ppm [2], que é o caso da grande maioria de poços de água salobra da região Nordeste do Brasil, juntamente com a conversão elétrica da energia solar através da tecnologia fotovoltaica.

6.1. INTRODUÇÃO 6.1. INTRODUÇÃO

s resultados de uma seca dependem da capacidade de resistência e de convivência da população atingida: quanto mais carente e despreparada, maiores serão os reflexos da seca. Na tentativa de resolver o problema de

abastecimento de água tem-se utilizado duas estratégias básicas no interior do Nordeste:

A construção de açudes, visando o armazenamento da água superficial;

A perfuração de poços, visando aproveitamento da água subterrânea. Os açudes, devido às extensas superfícies de água expostas ao sol, facilitam a evaporação de grandes quantidades de água. Cada porção de água que é evaporada deixa sobre o solo um determinado volume de sais. Este processo já tem causado a impossibilidade do uso de alguns açudes, devido à existência de elevados teores de salinidade. Um outro fator limitante para a utilização de muitos açudes constitui a contaminação dos mesmos através de fezes humanas e de animais. Apesar desta problemática esta água é consumida por uma grande parte da população rural do Nordeste. O transporte da água até as comunidades isoladas se dá através de baldes ou através de carros pipa. O uso de água contaminada é uma das causas da alta mortalidade infantil na região. A substituição dos carros pipa por soluções efetivas constitui, portanto, tarefa de grande prioridade. Através da perfuração de poços em locais adequados, é possível a obtenção de água do subsolo livre de contaminação em grandes volumes. De acordo com estudos realizados pela Associação Brasileira de Águas Subterrâneas (ABAS), pelo menos 19,5 bilhões de metros cúbicos de água poderiam ser extraídos por ano do subsolo nordestino sem o risco de esgotamento dos mananciais [1]. No entanto, os poços localizados no interior do Nordeste apresentam com frequência elevado teor de sal na água. O processo ocorre devido ao contato no subsolo entre a água e a rocha cristalina, levando a um processo de salinização deste aquífero ao longo do tempo. Para cumprir sua função no corpo humano, a água deve possuir sais. Esta concentração não pode ultrapassar um certo limite; caso isto ocorra, prejuízos irreparáveis são causados à saúde humana. Segundo a Organização Mundial de Saúde, a água potável deve ter uma concentração de sal de 500 ppm; a partir deste valor a água é considerada salobra, e para concentrações em torno de 33.000 ppm temos a água do mar. Um fato observado no semiárido nordestino é que determinadas populações são obrigadas ao consumo de água com níveis de salinidade acima dos padrões recomendados, devido à falta de alternativas. Este fato tem sido verificado em diversas comunidades rurais, onde a fonte de abastecimento é feita através de poços perfurados no aquífero cristalino, sendo observada uma alta taxa de sais. Cerca de 788.358 km2 da região encontram-se sobre terreno cristalino, o que corresponde a

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O

47

51% da área total do Nordeste. Com exceção do Piauí, todos os estados do Nordeste localizados no Polígono da Seca possuem a maior parte de suas áreas sob terreno cristalino como indica a figura 6.1 [1].

0

100

200

300

400

500

600

MA PI

CE

RG

N

PB PE

AL

SE

BA

Áre

a (1

.000

km

2)Terreno cristalino

Terrenosedimentar

Figura 6.1 – Classificação dos terrenos encontrados na região Nordeste do Brasil [1]

Estima-se que em todo o Nordeste existam cerca de 50.000 poços; cerca de 80% apresentam água salobra inadequada para o consumo humano de até 500 ppm, segundo a Organização Mundial de Saúde. A concentração de sólidos dissolvidos na região varia entre 1.000 e 10.000 ppm. Em resumo, a dessalinização da água salobra representa hoje atividade em franca expansão. No Brasil, especialmente no Nordeste, região ciclicamente árida, a dessalinização vem sendo praticada em muitos municípios, pois os poços artesianos perfurados para amenizar as secas cíclicas são compostos, em sua maioria, de água salobra. Como a tecnologia fotovoltaica tem provado sua viabilidade em sistemas de bombeamento de água e de iluminação em regiões remotas, a dessalinização de águas salobras vem sendo uma área de pesquisa com excelentes perspectivas.

6.2. PROCESSO DE ELETRODIÁLISE 6.2. PROCESSO DE ELETRODIÁLISE

processo de eletrodiálise consiste basicamente na transferência de íons da água a ser dessalinizada (salobra) através de membranas de cátions e ânions para um fluxo de concentrado conforme a figura 6.2, onde é mostrado o

processo de uma célula, sendo que uma unidade comercial contém normalmente centenas de células em paralelo. Através desta divisão são originados o fluxo de água potável, com concentração de sal dentro dos limites para o organismo humano e o fluxo de concentrado de sais, com a maior parte do sal presente na água original. A água potável é armazenada para consumo e o concentrado de sais pode ter os seguintes destinos:

Reservatório aberto, onde a água é evaporada e o sal deixado pode ser usado para alimentação humana e de animais;

O

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Coletor solar, onde a água evaporada é condensada e pode ser então adicionada à água potável, aumentando a produção da instalação;

Para descargas sanitárias de uma escola ou posto de saúde da comunidade;

Para irrigação de plantas (erva do sal) ou criação de peixes que suportam alto teor de sal.

Para entender o princípio do processo de eletrodiálise tomou-se, como exemplo, a extração do cloreto de sódio (Na+Cl-), que é um dos sais dissolvidos na água salobra.

Figura 6.2 – Processo de eletrodiálise

O cátodo (-) juntamente com o anodo (+), com aplicação de corrente contínua, provocam a separação dos sais contidos na água salobra em ânions e cátions. Os íons carregados positivamente (cátions), no caso do exemplo, os cátions de sódio (Na+) são atraídos pelo Cátodo, e os íons carregados negativamente, ânions de cloro (Cl-), são atraídos pelo Anodo. A membrana de separação de cátions (Na+) permite a passagem dos mesmos, que se juntam ao fluxo de concentrado de sais. Da mesma forma acontece do outro lado da célula, quando a membrana de separação de ânions (Cl-) permite a absorção dos mesmos que se dissolvem em outro fluxo de água salobra proveniente da fonte, formando o concentrado de sais. O fluxo de água remanescente entre as membranas corresponde ao fluxo de água dessalinizada (potável). Durante a quebra das moléculas de sais em ânions e cátions, átomos de cloro ficam retidos na água dessalinizada funcionando como agentes antimicrobianos. O processo apresenta um consumo médio de energia da ordem de 1,5 a 2,0 KWh/m3 de água tratada, e tende a ser o mais econômico quando usado em água salobra, particularmente, em salinidades de até 5.000 ppm [2]. Como comparação, pode-se citar o sistema de dessalinização por osmose reversa instalado em Coité-Pedreiras que apresentou um consumo específico de energia inicial em torno de 4,11 kWh/m3 de água [12]. As membranas de separação são produzidas com tratamentos químicos em materiais poliméricos como o polietileno, e o principal motivo que leva ao uso cada vez maior da

49

eletrodiálise a nível mundial é o desenvolvimento alcançado na fabricação das mesmas, buscando o compromisso entre vida útil, capacidade de separação e consumo de corrente elétrica.

6.3. ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO 6.3. ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO

omo a tecnologia fotovoltaica tem mostrado viabilidade tanto econômica quanto técnica em regiões remotas sem rede elétrica com sistemas de bombeamento de água e de iluminação, a dessalinização de água salobra vem sendo uma

área de pesquisa com excelentes perspectivas. A utilização de painéis fotovoltaicos para o acionamento de instalações de eletrodiálise na região Nordeste visando a dessalinização de águas salobras é coerente principalmente devido ao uso direto da geração de corrente contínua dos painéis fotovoltaicos pelo processo de eletrodiálise e ao fato do interior da região ser caracterizado por um baixo grau de eletrificação. Além disto, a região é provida dos melhores índices de radiação solar média do Brasil comprovado pelo levantamento mostrado no apêndice I da radiação solar global em Fortaleza que indica uma radiação média anual em torno de 5,2 kWh/m2.dia.

6.4. EXPERIÊNCIAS MUNDIAIS DE ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO 6.4. EXPERIÊNCIAS MUNDIAIS DE ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO

s principais experiências estão localizadas em Tanot na Índia, no Vale Spencer nos Estados Unidos e na cidade de Fukue no Japão.

Em Tanot na Índia a água salobra apresenta concentrações de sais entre 4.500 a 5.000 ppm estando disponível em poços abertos com profundidades de 25 a 45 metros sendo extraída geralmente com ajuda de camelos. Uma planta de eletrodiálise com capacidade de produção de água potável de 1m3 por dia, acionada por um arranjo de painéis fotovoltaicos com 540 Wp, foi instalada para fornecer água potável com concentração em torno de 1.000 ppm para população local, acima do índice máximo de 500 ppm recomendado pela Organização Mundial de Saúde. O arranjo fotovoltaico consiste em seis módulos padrões de 30 Wp conectados em série, e em três séries agrupadas em paralelo para fornecer uma tensão de circuito aberto de aproximadamente 118 V e corrente de curto circuito de aproximadamente 5,5 A [13]. A água salobra é bombeada para uma caixa d’água através de uma bomba movida por um motor diesel, e a planta de eletrodiálise é alimentada por gravidade. Depois que o potencial elétrico dos painéis fotovoltaicos é aplicado, a água é dessalinizada, conforme apresentado na figura 6.3.

C

A

50

Figura 6.3 – Instalação de eletrodiálise acionada por painéis fotovoltaicos de Tanot – Índia [13]

A segunda experiência é registrada no Vale Spencer, situado no Novo México, representante de muitas comunidades remotas espalhadas pelo sudoeste dos EUA que necessitam de suprimento de água potável. A planta fotovoltaica do Vale Spencer consiste em dois sistemas elétricos separados: Um arranjo fotovoltaico de 1.000Wp para a bomba de água e outro de 2.300Wp para a unidade de eletrodiálise. Este sistema de dessalinização por eletrodiálise foi testado por um período de quatro meses em 1995. Durante o teste, se produziu mais de 340 m3 de água potável em 3.000 horas de funcionamento. A produção diária de água potável foi cerca de 2,8 m3 com concentrações de sais em torno de 280 ppm, a partir de concentrações de 900 ppm da água salobra. A manutenção requerida pelo sistema foi mínima, sendo feita através de limpeza ou troca semanal dos filtros de entrada de água salobra. Através destas condições, a relação entre a energia consumida pelo volume de água produzida foi em torno de 0,82 kWh/m3 [14]. A maior experiência já registrada da combinação entre dessalinização por eletrodiálise e energia proveniente de painéis fotovoltaicos foi na cidade de Fukue no Japão. Em 1988, Fukue foi escolhida como planta de demonstração e, através de uma simulação anterior do sistema, um protótipo foi desenvolvido. Após análise, foram concluídos o projeto e a construção, e a operação iniciou em julho de 1990. A inspeção periódica da eficiência do sistema mostrou a comparação satisfatória entre os valores de simulação e os valores obtidos na operação da planta demonstrativa [15]. A potência dos painéis fotovoltaicos foi da ordem de 65 kWp e a vazão média de água potável em torno de 200 m3/dia, com a água potável em níveis de concentrações de sais entre 80 e 300 ppm, a partir de concentrações de água salobra entre 300 ppm e 735 ppm. As principais características das plantas citadas são resumidas na tabela 6.1.

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Características Fukue Japão Vale Spencer EUA Tanot Índia

Potência FV (Wp) 65.000 2.300 540

Vazão de água potável (m3/dia)

200 2,8 1,0

Acionamento da Bomba de água

Motor CA 200V Motor CC 120V Motor Diesel

Utilização de Banco de baterias

Sim Sim Não

Salinidade da água da fonte (ppm)

300 a 735 900 4.500 a 5.000

Salinidade da água tratada (ppm)

80 a 300 333 a 885 Cerca de 1.000

Tabela 6.1 – Principais características de instalações de eletrodiálise acionadas por painéis fotovoltaicos a nível mundial

Tais experimentos têm mostrado a viabilidade para dessalinização de água com concentração de sais de até 5.000 ppm e a grande vantagem é a obtenção de água potável proveniente da água salobra das regiões áridas e semiáridas distantes dos grandes centros urbanos, sem a utilização da rede elétrica, o que caracteriza a maior parte do semiárido nordestino.

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7. DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS

7. DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS

7.1. INTRODUÇÃO 7.1. INTRODUÇÃO

Nordeste do Brasil possui muitas comunidades que não estão conectadas à rede elétrica convencional. Muitos desses locais apresentam a necessidade de uma fonte alternativa de geração elétrica como sistemas FV autônomos não só

para a dessalinização de águas salobras, como também para auxiliar nas mais diversas atividades como iluminação, irrigação, bombeamento, entre outras. Dentro dessa conjuntura, a utilização de programas de dimensionamento, como o proposto nesse trabalho, estabelece uma base confiável de dados para possível implementação de tais sistemas. Os critérios de dimensionamento partem, em geral, dos valores médios de radiação solar e de consumo, através de médias mensais ou anuais. No critério de média anual, determina-se a dimensão do gerador fotovoltaico igualando a energia coletada pelos módulos através da média da radiação solar ao longo de um ano à energia consumida pela carga no mesmo período. Estimando-se, para cada região, o número médio de dias consecutivos com baixos valores de radiação diária, encontra-se o período aproximado em que praticamente não ocorrerá geração de eletricidade, conhecido como período de autonomia. Igualando a capacidade de armazenamento energético ao consumo projetado para este período, determina-se a dimensão do banco de baterias. Esse critério é empregado em sistemas que não necessitam de alta confiabilidade, ou seja, que não precisem ser imunes à falhas, acarretando, com isso, um custo menor da instalação. No critério do pior mês, as dimensões do gerador fotovoltaico são determinadas de forma que a energia coletada pelo gerador no pior mês do ano seja igual à consumida durante todos os meses do ano. A capacidade banco de baterias é, da mesma forma que no caso anterior, calculada considerando o período de autonomia. O mérito de um sistema fotovoltaico autônomo também depende do nível de confiabilidade em suprir a carga. Apesar de aproximações, a literatura mostra uma variedade de conceitos sobre a expressão de confiabilidade em termos da probabilidade de falta de energia, resultante da natureza aleatória da radiação solar, não incluindo períodos de manutenção. Alguns autores chamam esta probabilidade como Probabilidade de Perda de Carga (Loss of Load Probability), como Débito de Energia (Deficit of Energy) ou como Probabilidade de Perda de suprimento de Energia (Loss of Power Supply Probability). Neste método a confiabilidade é definida como probabilidade de perda de carga (LLP) e é obtida através da relação entre a falta de geração energia e a demanda de energia, ambos atribuídos à carga, considerando o tempo total de operação da instalação FV. A equação (7.1) define a expressão da probabilidade de Perda de Carga (LLP) [17]:

EnergiadeDemanda

EnergiadeFaltaLLP

T

T (7.1)

O

53

Os métodos existentes apresentam dois princípios dois para a obtenção do dimensionamento fotovoltaico, que são: Obtenção da área do gerador fotovoltaico. Este princípio é baseado na comparação da demanda diária da carga (DL) com a área do gerador fotovoltaico (A) através da eficiência de conversão elétrica dos módulos (η) e da radiação solar média mensal (GM). A equação (7.2) mostra essa relação:

).()()/( 22 diamkWhGmAdiakWhD ML (7.2)

Obtenção da corrente e tensão do gerador fotovoltaico. Já esse princípio é baseado no conceito do número de horas de sol pleno (h/dia), que é uma forma de se expressar o valor acumulado da energia solar ao longo do dia. esta grandeza é definida como o número de horas em que a radiação solar diária acumulada em kWh/m2.dia seja múltipla da radiação solar constante (1000 W/m2) para a condição Padrão de Teste (STC). Dessa forma, os módulos fotovoltaicos fornecem tensão e corrente nominal. Por exemplo, se a radiação solar diária acumulada (Gd) em um determinado local é 5 kwh/m2.dia, o número de horas de sol pleno (NSP) será dado pela equação (7.2):

2/1000 mW

GdNSP (7.3)

Assim, diahmW

diamkWhNSP /5

/1000

.52

2

, ou seja, o gerador tem a capacidade de

fornecer tensão e corrente nominal, desprezando as perdas, durante cinco horas por dia. Através de pesquisa realizada entre diversos modelos de dimensionamento, foram escolhidos três métodos distintos GTES [6], GROUMPOS [16] E LORENZO [17]. Estes métodos foram desenvolvidos baseados nos relatos dos trabalhos dos respectivos autores adaptados as condições climáticas da região nordeste e são apresentados na ferramenta final de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos devido à didática, clareza e coerência apresentada entre as fórmulas. Além de serem utilizados como referência estes métodos são apresentados, juntamente com o método proposto para dimensionamento de uma planta de eletrodiálise acionada por painéis fotovoltaicos, no trabalho final. Esta ferramenta didática foi desenvolvida visando a difusão conceitos de sistemas fotovoltaicos autônomos com uma programação de fácil utilização, apresentando os resultados em negrito obtidos de forma direta na mesma tela de introdução dos valores e com a raiz do programa protegida, garantindo a fidelidade dos parâmetros e das equações. Por estes motivos, o programa citado é uma ferramenta de auxílio na formação de pesquisadores e profissionais da área de dimensionamento de fontes alternativas, notadamente energia solar.

7.2. MÉTODO GTES 7.2. MÉTODO GTES

desenvolvimento do programa trata do dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos isolados sem a utilização de seguidor de máxima potência (MMPT) utilizando o critério da média anual de radiação solar e o O

54

princípio de dimensionamento de horas de sol pleno. Este método foi elaborado pelo Grupo de Pesquisas em Fontes Alternativas da Universidade de Pernambuco (Grupo FAE/UFPE) e divulgado pelo GTES (Grupo de Trabalho de energia solar fotovoltaica do CRESESB/CEPEL). O cálculo do programa é feito com a introdução de valores dos dados meteorológicos, dados da carga, dados da Bateria e dados do Arranjo fotovoltaico. O programa apresenta os resultados de forma simples e direta em negrito na mesma tela da introdução dos valores.

7.2.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DAS CARGAS 7.2.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DAS CARGAS

ara o dimensionamento de um sistema fotovoltaico é necessário inicialmente conhecer as características da carga. Após a introdução dos valores de entrada, os resultados do programa são apresentados em negrito como mostra a figura

7.1.

MÉTODO DE DIMENSIONAMENTO GTES

Consumo da Carga Unidade Valor Faixa

Potência da Carga CC W 0 MENU

Potência da Carga CA W 750 GROUMPOS

Eficiência de Conversão CC-CA % 95% 80% a 95% Ciclo de Serviço Diário h/dia 4.0 758 1 a 24 Ciclo de serviço Semanal dias/sem. 7 1 a 7 Tensão Nominal do Sistema V 24 3032

Consumo Ampère-hora Ah/dia 32,9 Estimativa de Corrente de Pico A 131,6

Figura 7.1 – Dimensionamento do consumo da carga

A descrição do consumo das cargas leva em consideração:

A potência da carga em corrente contínua (W);

A potência da carga em corrente alternada (W);

A eficiência de conversão de potência CC-CA (decimal): este fator está relacionado com a perda de energia que ocorre nos sistemas que utilizam componentes condicionadores de potência. Caso não se tenha a eficiência do conversor pode-se utilizar como referência adotada pelo método os valores padrões de 0,80 na conversão de carga CC para CA e de 0,85 na conversão de carga CC para CC;

O ciclo de serviço diário (h/dia): representa o número médio de horas por dia em que a carga estará em funcionamento;

O ciclo de serviço semanal (Dias/semana): representa o número de dias por semana em que a carga estará em operação;

A tensão nominal do sistema (V);

A estimativa de corrente de pico (A): é obtida pela divisão da potência total das cargas pela tensão nominal do sistema;

P

55

O consumo Ampère-hora (Ah/dia): representa o consumo médio diário da carga. É obtido pelo valor da carga CC mais o produto da Carga CA pela eficiência de conversão, tudo multiplicado pelo número de horas do ciclo de serviço diário e dividido pela tensão nominal do sistema.

7.2.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV 7.2.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV

esse item deve ser descrita a condição meteorológica e de latitude do local. A figura 2 mostra o dimensionamento do número de horas de sol pleno e ângulo do arranjo fotovoltaico.

Horas de sol pleno e Ângulo do arranjo Valor Faixa

Nº Médio de horas de Sol Pleno h/dia 5,0 2 a 6 Latitude Local Graus 15

Ângulo de Inclinação do Arranjo FV Graus 15 Figura 7.2 – Dimensionamento do número de horas de sol pleno e ângulo do arranjo

fotovoltaico

O Número de horas de sol pleno (h/dia) é uma forma de se expressar o valor acumulado da energia solar ao longo do dia. Esta grandeza é definida como o número de horas em que a radiação solar deve permanecer constante e igual a 1000 W/m2 de forma que a energia resultante seja equivalente à energia acumulada em kWh.

Um arranjo FV instalado no ângulo igual à latitude local maximizará a energia anual produzida, considerando o ângulo mínimo para fixação do arranjo igual a 15 graus.

7.2.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS 7.2.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS

ssa etapa corresponde ao dimensionamento do armazenamento de energia utilizada pelo sistema autônomo nos períodos em que a geração elétrica proveniente dos painéis fotovoltaicos não seja suficiente para abastecer a

carga. A figura x mostra o dimensionamento do banco de baterias.

Banco de Baterias Valor Faixa

Fator de Eficiência da Bateria % 90% 132,96 75% a 95%

Consumo Ampère-hora Corrigido Ah/dia 146.2

Dias de Armazenamento Dias 3,0 0 a 5 Profundidade de Descarga máxima 0,2 0,6 a 0,9

Capacidade Necessária para a Bateria Ah 351

Capacidade da Bateria Selecionada Ah 100

Número de Baterias em Paralelo 4

Tensão Nominal da Bateria V 12

Número de Baterias em Série 2 Número Total de Baterias 8

Figura 7.3 – Dimensionamento do banco de baterias

No dimensionamento do banco de baterias do método GTES são abordados os seguintes itens:

N

E

56

O fator de eficiência das baterias (decimal): o valor considera a eficiência de carga e descarga das baterias. Este dado se obtém do fabricante, caso isso não seja possível o dimensionamento sugere 0,95;

O consumo Ampère-hora corrigido (Ah/dia): representa a divisão do consumo Ampère-hora pela eficiência da bateria;

Dias de armazenamento: representa o número de dias que não há geração fotovoltaica, ou seja, o período de autonomia. Esse item é indicado pelo usuário do programa;

Profundidade de descarga máxima (Decimal): representa a máxima descarga permitida para a bateria, que é dependente do tamanho e tipo;

Capacidade necessária para a bateria, representa a divisão do consumo Ah corrigido pela profundidade de descarga máxima da bateria, multiplicada pelos dias de armazenamento;

Capacidade da bateria selecionada (Ah);

Número de baterias em paralelo: é indicado pela divisão entre a capacidade necessária para a bateria e a capacidade da bateria selecionada;

Tensão nominal da bateria (V);

Número de baterias em série: é obtido pela divisão entre a tensão nominal do sistema e a tensão nominal da bateria;

Número total de baterias: é apresentado pelo programa através do produto da quantidade de baterias em série pela quantidade de baterias em paralelo.

7.2.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV 7.2.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV

essa etapa do programa é dimensionado o arranjo FV, componente do sistema autônomo responsável pela geração elétrica para abastecer a carga e carregar o banco de baterias. O dimensionamento do arranjo fotovoltaico é mostrado na

figura 7.4: Dados Do Arranjo Fotovoltaico Valor Faixa

Fator de Correção do Módulo 0.9 0,7 a 0,9

Corrente de Projeto A 29,2 Corrente do Projeto Corrigida A 32,5

Corrente Nominal do Módulo A 3,2

Número de Módulos em Paralelo 10 10 Tensão necessária para Carregar a bateria V 24

Tensão p/ Temperatura mais elevada V 15,0

Número de Módulos em Série 2 Número Total de Módulos 20

Figura 7.4 – Dimensionamento do arranjo FV

N

57

Fator de correção do módulo (decimal): representa o fator de ajuste da corrente do módulo nas Condições Padrões de Teste para as condições de campo, isto é, ajuste devido à impurezas nas superfícies dos módulos, temperatura da célula diferente de 25ºC, massa de ar diferente de 1,5, entre outros. Este fator não está relacionado com a eficiência de conversão elétrica do módulo, e sim, o quanto diferente será a corrente e a tensão gerada da corrente e tensão nominal devido às condições de campo;

Corrente do projeto (A): É obtida pela relação entre o consumo ampère-hora corrigido e o número médio de horas de sol pleno;

Corrente do projeto corrigida (A): representa a corrente mínima gerada pelo arranjo necessária para abastecer a carga média diária, para o local escolhido. É obtida pela relação entre corrente do projeto e o fator de correção do módulo FV;

Corrente nominal do módulo (A): representa a corrente nominal do módulo FV fornecida pelo fabricante para as condições padrões de teste;

Número de módulos em paralelo: é indicado pelo número necessário de módulos FV conectados em paralelo para fornecer a corrente do projeto corrigida;

Tensão necessária para carregar as baterias (V): é obtida pelo produto da tensão nominal da bateria e o número de baterias em série;

Tensão do módulo para temperatura mais elevada (V): representa o valor fornecido nas especificações do fabricante para a tensão do módulo correspondente ao valor mais alto esperado para a temperatura de operação;

Número de módulos em série: é obtido pela divisão da tensão necessária para carregar as baterias e a tensão do módulo para a temperatura mais elevada;

Número total de módulos: representa o arranjo fotovoltaico, obtido pelo produto do número de módulos em paralelo pelo número de módulos em série.

7.2.5. ANÁLISE DO MÉTODO GTES 7.2.5. ANÁLISE DO MÉTODO GTES

s itens descritos no método de dimensionamento GTES são mostrados nas figuras 7.1, 7.2, 7.3 e 7.4 através da análise do método através de uma unidade existente de osmose reversa, que representa a carga, acionada por 20

módulos fotovoltaicos de 55Wp em Coité-Pedreiras no Estado do Ceará como mostra a figura 7.5. O gerador fotovoltaico deste sistema FV real de dessalinização foi dimensionado pelo programa PV-SIZING da SIEMENS. O banco de baterias contém 8 unidades de 100Ah e tem a tensão limitada em 24V por dois controladores de carga, um para cada conjunto de painéis. A unidade de osmose reversa funciona cerca de quatro horas por dia e tem potência de 750 W. Para essa instalação real de instalação de osmose reversa acionada por painéis fotovoltaicos foi adotado o número de horas de sol pleno igual a 5 horas por dia, o fator de eficiência da Bateria igual a 90%, a profundidade de descarga de 20%, e que o sistema funcione todos os dias da semana.

O

58

Com a aplicação dessas considerações no programa de dimensionamento, conclui-se que o período máximo de armazenamento do banco de baterias, ou seja, o período de autonomia, segundo o método GTES, é de 3 dias e que o ciclo de serviço diário para potência no valor de 750W terá que ser no máximo de 4 horas, que é o período real utilizado na prática de operação.

Figura 7.5 – Instalação de osmose reversa acionada por painéis fotovoltaicos

7.3. MÉTODO GROUMPOS DE DIMENSIONAMENTO ÓTIMO PARA SISTEMAS FV AUTÔNOMOS 7.3. MÉTODO GROUMPOS DE DIMENSIONAMENTO ÓTIMO PARA SISTEMAS FV AUTÔNOMOS

programa de dimensionamento foi desenvolvido no Departamento de Engenharia Elétrica da Universidade de Cleveland nos Estados Unidos. Esse programa tem como resultado a área do arranjo fotovoltaico, a capacidade de

armazenamento (em kWh) e o custo total do sistema para todo ciclo de vida útil com probabilidade de perda de carga (LLP) de 1%. Dessa forma, além do dimensionamento ótimo, esse método propõe uma análise econômica para obter o menor custo do sistema fotovoltaico.

7.3.1. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV E DO BANCO DE BATERIAS 7.3.1. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV E DO BANCO DE BATERIAS

balanceamento (M) é o parâmetro adotado para dimensionamento e análise dos custos do arranjo FV e do banco de baterias, que são os principais componentes de um sistema fotovoltaico autônomo. O balanceamento é dado

pela diferença entre radiação solar média mensal (GM) em kWh/(m2.dia) e a radiação necessária para abastecer a carga (GD) em kWh/(m2.dia), dividida pelo desvio padrão radiação solar média mensal para todos os meses do ano (S).

S

GGM DM )(

(7.4)

O

O

59

).( D

L

G

DA (7.5)

Onde A é a área do arranjo fotovoltaico necessária para manter a carga (m2), DL é a carga estimada para cada mês (kWh/dia) e η é a eficiência do arranjo FV. Dessa forma:

)..( SMG

DA

M

L (7.6)

A capacidade nominal de armazenamento (Q) em kWh é composta pela soma do armazenamento necessário a longo prazo (Q1) e do armazenamento necessário a curto prazo (Q2). Para determinar Q1 necessita-se conhecer a autonomia do sistema autônomo (C), que é o número de dias em que as baterias são capazes de manter a carga sem que haja geração elétrica, e o fator de armazenamento (CF).

Bmáx

FPD

C.

1 (7.7)

Onde PDmax é a profundidade de descarga máxima (percentual) e ηB é a eficiência do banco de baterias. Assim,

LF DCCQ ..1 (7.8)

Para determinar Q2, que é dado pelos períodos noturnos e nublados, é necessário conhecer a relação noturna da carga (NSR), que é dada pela divisão da demanda da carga noturna pela demanda diária total. Dessa forma,

SRLF NDCQ ..2 (7.9)

21 QQQ (7.10)

).(. SRLF NCDCQ (7.11)

A autonomia do sistema (C) pode ser obtida em função de M e R (relação entre S e GM), a partir de técnicas de modelagem de curvas para uma probabilidade de perda de carga de 1% e M maior que 0,1.

21 C

M

CC (7.12)

Para o valor de R entre 0,1 e 0,3 a modelagem de curvas para uma probabilidade de perda de carga de 1% apresentou as seguintes fórmulas:

465,035,21 RC (7.13)

06,13,12 RC (7.14)

Para o valor de R entre 0,3 e 1:

60

1 3,837 0,0189C R (7.15)

9246,08486,02 RC (7.16)

Dessa forma, considerando a relação entre S e GM igual a R e substituindo na equação (7.6), a área do arranjo FV necessária para manter a carga é expressa na equação (7.17):

).1(. RMG

DA

M

L (7.17)

E substituindo a equação (7.12) na equação (7.11), a capacidade nominal de armazenamento pode ser reescrita como:

).(. 21

SRLF NCM

CDCQ (7.18)

Nota-se que tanto a área do arranjo FV (A), quanto a capacidade nominal de armazenamento (Q) está expressa em função do balanceamento (M). Assim, através do valor ótimo de M, se obtém o custo mínimo da instalação.

7.3.2. ANÁLISE DO CUSTO DA INSTALAÇÃO 7.3.2. ANÁLISE DO CUSTO DA INSTALAÇÃO

e posse dessas relações, procede-se à análise do custo do sistema autônomo. O custo total (CT) do sistema autônomo é dado pela soma do custo do investimento inicial (CI), o valor dos custos de operação e manutenção (OM) e

o valor dos custos de substituição das baterias (BF) trazidos para o valor presente.

FBOMCICT (7.19)

Considerando que os custos do sistema de condicionamento de potência são proporcionais à área do arranjo FV (A), que o custo do arranjo FV por área (a) e do sistema de condicionamento de potência por área FV (c) são independentes de A, e que o custo das baterias por kWh (b) é independente da capacidade de armazenamento (Q) tem-se que o custo da instalação (T) é:

QbAcaT .).( (7.20)

Como a relação do custo de engenharia (d), do custo de instalação (e) e do custo de gerenciamento (f) são independentes do custo da instalação (T), o custo do investimento inicial é igual a:

TfedCI ).1( (7.21)

Para determinar o valor dos custos de operação e manutenção (OM) é necessário inicialmente obter os custos de operação e manutenção do primeiro ano (X0).

QbjAcahX ..)..(0 (7.22)

D

61

Onde h é a relação entre Xo e o custo do arranjo FV e j é relação entre Xo e o custo das baterias. É necessário também considerar as condições das equações (7.23) e (7.24):

goiparai

go

goi

goXOM N ])

1

1(1)[

1(0

(7.23)

goiparaNXOM .0 (7.24)

Onde N é o número de anos de vida útil do sistema autônomo, go é a taxa anual de operação e manutenção e i é a taxa de retorno anual, também conhecida como taxa mínima de atratividade financeira.

Para o cálculo do custo de substituições de baterias (BF) é preciso conhecer o número de substituições de baterias durante o ciclo de vida útil do sistema autônomo (NR), que é dado através da vida útil da baterias (BL), em anos.

)2

12(

L

RB

NINTN (7.25)

)1(1

1

)1

1()1(. NR

NKNR

K

Fi

gSbQbB (7.26)

Onde g1 é a taxa de inflação para substituição de baterias e Sb é o valor decimal economizado por unidade de bateria substituída.

Através da substituição das equações (7.21), (7.24) e (7.26) na equação (7.19) para simplificar o custo total do sistema fotovoltaico autônomo (CT) e colocando os parâmetros A e Q em evidência obtém-se a expressão da equação (7.27):

QBAACT CC .. (7.27)

NcAhcafedAc ).())(1( (7.28)

])1

1()1(1[ )1(1

1

NRNKNR

K

ci

gSbjNfedbB

(7.29)

Onde AC é o custo unitário do arranjo FV e BC é o custo unitário da capacidade de armazenamento (Q). Todos os itens descritos no método de dimensionamento GROUMPOS são mostrados na figura 4.

62

Figura 7.6: Método de dimensionamento GROUMPOS

Custos dos sistemas FV Unidade Valor

Custo unitário de gerador FV [a] R$ /m2 2549,4

Custo unitário de bateria [b] R$/kWh 126.7 Custo unitário de condicionamento de energia [c] R$/m2 605 Relação entre custo de engenharia e o custo total de equipam. [d] 0,00 Relação entre custo de instalação e o custo total de equipam. [e] 0,00 Relação entre custo de gerenciamento e o custo total de equipam. [f] 0,00 Relação entre o custo de operação no 1º ano e do arranjo FV [h] 0,06

Relação entre o custo de operação no 1º ano e das baterias [j] 1,09

Parâmetros econômicos Unidade Valor

Valor percentual economizado por unid. de bateria substituída [Sb] Decimal 0 Taxa anual de inflação para as substituições de bateria [g1] 0,10 Taxa anual de despesas de operação e manutenção [go] 0,10

Taxa de retorno anual [i] 0,10

Dados Técnicos Unidade Valor

Demanda diária estimada p/ o mês [DL] kWh/dia 3 Radiação solar média mensal [GM] kWh/(m2dia) 5 Desvio padrão mensal Radiação diária [S] 0,85 Demanda noturna da carga kWh 0

Relação noturna da carga [NSR] 0

Rendimento do arranjo FV [η] 9,84% Profundidade de descarga máxima [Pdmax] 0,20 Rendimento da bateria (padrão: 95%) 0,95

Fator de Armazenamento [CF] 5.26

vida útil (padrão: 20 anos) [N] 20 Tempo de vida da bateria (padrão: 2 anos) [BL] 4

Número de substituições de baterias [NR] 4 Coeficiente R (S / GM) 0,170 1ª Função de R que define o valor de C [C1] 0,865

2ª Função de R que define o valor de C [C2] -0,.839

Resultados Unidade Valor

Custo unitário do m2 do arranjo FV [Ac] R$ 6939,68 Custo unitário do kWh do Banco de baterias [Bc] R$ 3395,56 1º variável do balanceamento ótimo (Mopt) [W] 7601,30 2º variável do balanceamento ótimo (Mopt) [T] 2584,44 3º variável do balanceamento ótimo (Mopt) [Z] 960,07 Balanceamento ótimo do sistema FV autônomo [Mopt] 1,77 Área FV ótima do sistema FV autônomo [Aopt] m2 8,73 Autonomia [C] dias 0,35 Armazenamento ótimo do sistema FV autônomo [Qopt] kWh 5,55

Custo total ótimo do sistema FV autônomo [CTopt] R$ 41731,74

63

Substituindo as equações (7.17) e (7.18) na equação (7.27), considerando DL

constante e derivando a expressão para se obter o custo total mínimo, chega-se a equação (7.30) do segundo grau em função de M:

0)2()( 11

22

1 MCFMCFMCFC GCBCMRGCBCMRGCBCRA

(7.30) Adotando:

2

1 RGCBCRAZ MCFC (7.31)

RGCBCT MCF 12 (7.32)

MCF GCBCW 1 (7.33)

Através da equação do segundo grau proposta, conclui-se que o parâmetro de balanceamento ótimo (Mopt) do sistema autônomo FV é:

Z

ZWTTM opt

2

)4( 21

2

(7.34)

Assim, Mopt é o valor de M que deve ser usado nas equações (7.17) e (7.18) resultando no valor ótimo do arranjo FV (Aopt) e no valor ótimo da capacidade de armazenamento (Qopt). Desta forma, o custo total ótimo para o ciclo de vida útil (CTopt) é dado por:

optCoptCopt QBAACT .. (7.35)

7.3.3. ANÁLISE DO MÉTODO GROUMPOS 7.3.3. ANÁLISE DO MÉTODO GROUMPOS

ara comparação e análise deste método de dimensionamento, o estudo de caso utiliza o mesmo sistema fotovoltaico autônomo apresentado na figura 7.5.

Como além do dimensionamento do arranjo FV e da capacidade de armazenamento, se faz uma análise econômica do sistema, é necessário estimar parâmetros econômicos para o local em questão. O valor do custo unitário do gerador FV é feito considerando o preço do Wp igual a US$ 6,57, ou seja, aproximadamente R$ 19,70. O gerador FV contém 1.100 Wp isto representa um valor de R$ 21.670,00 e uma área de 8,51 m2, logo o valor custo unitário de gerador FV é igual a R$ 2.549,40. O valor para cada 1,2 kWh (12 V x 100Ah) é aproximadamente R$ 152,00, logo o custo unitário de bateria é 126,70 R$/kWh. O desvio padrão (S) foi feito considerando as 12 médias mensais de radiação solar de 2003 e o valor apresentado foi 0,85. A demanda diária da carga (unidade de osmose reversa) é 3 kWh/dia, que é dada pelo produto da potência da carga (750W) e número de horas do ciclo de serviço diário, considerado igual a quatro. O dimensionamento completo é mostrado na figura 7.6.

P

64

Nota-se que diferente do método de dimensionamento GTES, que utiliza como princípio de dimensionamento tensão e corrente nominal do gerador fotovoltaico através do número médio das horas de sol pleno, o método GROUMPOS utiliza o dimensionamento da área mínima (ótima) dos painéis fotovoltaicos necessária para acionar a carga. Através da figura 7.6 é verificado que área fotovoltaica calculada pelo programa, para uma probabilidade de perda de carga de 1%, foi de 8,73 m2, que é muito próximo da instalação real em Coité-Pedreiras com 8,51 m2 e o menor custo em valores atuais do sistema fotovoltaico autônomo para o ciclo de vida útil de 20 anos, sem considerar o custo do dessalinizador, foi de R$ 41.731,14.

7.4. MÉTODO LORENZO 7.4. MÉTODO LORENZO

sse programa de dimensionamento foi desenvolvido pelo ““Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid”. Esse programa é baseado na introdução de dois parâmetros f e u que representam o valor da probabilidade

de perda de carga e as características meteorológicas do local, ou seja, para cada valor de probabilidade de perda de carga e para cada local existem f e u correspondentes. O banco de dados desses parâmetros para todas as regiões do mundo está armazenado na mesma universidade, onde foi desenvolvido o método, sendo o acesso restrito a pesquisadores cadastrados. O dimensionamento tem como resposta tensão e corrente do gerador fotovoltaico necessária para abastecer a carga.

7.4.1. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV 7.4.1. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV

ara o caso comum de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos sem seguidores de máxima potência, a análise do balanceamento de energia pode ser feita por meio do balanceamento de corrente, considerando que a

tensão nominal (VNOM) seja igual a tensão do ponto de máxima potência do arranjo FV. Dessa forma, se obtém as equações (1) e (2):

MNOM QVL . (7.36)

GREF

GNOMG

G

IVA

.

. (7.37)

Onde QM é o consumo diário em ampère-hora da carga, IG é a corrente de máxima potência do gerador FV para as condições padrões de teste e AG e ηG são, respectivamente, a área e a eficiência de conversão do gerador fotovoltaico.

As equações (3) e (4) mostram a capacidade do arranjo FV (CA) e a capacidade do arranjo FV na superfície horizontal (CO) em função do valor da corrente de máxima potência do gerador FV (IG):

REFM

dmGA

GQ

GIC

.

. (7.38)

REFM

dGO

GQ

GIC

.

)0(. (7.39)

E

P

65

Onde Gd(0) é o valor médio mensal da radiação diária na superfície horizontal e GREF é a radiação de referência igual a 1000 W/m2.

7.4.2. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS 7.4.2. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS

om o intuito de derivar a capacidade nominal da bateria com taxa de descarga de 20 horas do valor de CS, é válido supor que a relação entre capacidade nominal da bateria (CB), mostrada na equação (5), e capacidade nominal da

bateria com taxa de descarga de 20 horas (C20) é obtida pela equação empírica (6):

NOMMAX

SB

VPD

LCC

.

. (7.40)

).(34,01

34,01

20

20

I

IC

C

B

B (7.41)

A combinação das equações (7.40) e (7.41) resultam na equação (7.42):

68,2

.29,72

20

BBB CCCC (7.42)

Através de simulações verificou-se que a fórmula que expressa a confiabilidade de um sistema FV autônomo e relaciona a capacidade do banco de baterias (CS) com a capacidade do Gerador FV na superfície horizontal (Co) é dada pela equação (7.43):

U

SO CfC . (7.43)

Onde f e u são dois parâmetros que dependem do valor da probabilidade de perda de carga (LLP) e das características meteorológicas do local.

7.4.3. ANÁLISE DO MÉTODO LORENZO 7.4.3. ANÁLISE DO MÉTODO LORENZO

ara análise do método LORENZO de dimensionamento de sistemas FV autônomos é utilizada a instalação de osmose reversa acionada por painéis FV em Coité-Pedreiras no Ceará mostrada na figura 7.5.

O consumo médio diário desta essa instalação real de dessalinização por osmose reversa é cerca de 3 KWh, acionada por 20 módulos fotovoltaicos de 55Wp . A tensão do banco de baterias e dos painéis FV é limitada em 24V por dois controladores de carga, profundidade de descarga de 20%. Considerando uma probabilidade de perda de carga em Coité-Pedreiras igual a 1%, se obtém os parâmetros f e u com valores 1,4041 e 0,1119, respectivamente, através do banco de dados do “Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid”. A figura 7.7 mostra o dimensionamento do consumo diário da carga.

C

P

66

Figura 7.7: Consumo Diário da Carga Unidade Valor

Carga (L) Wh/dia 3000

Tensão Nominal (VNOM) V 24

Valor Médio Mensal da Radiação Horizontal Diária (Gd(0)) 5

Probabilidade de Perda de Carga (LLP) 1%

Parâmetro f relativo a LLP 1.4041

Parâmetro u relativo a LLP 0.1119

Profundidade de Descarga Máxima (PDMAX) 0.2

Consumo Diário da Carga (QM) Ah/dia 125

O dimensionamento proposto por esse método utiliza os seguintes passos:

a) Obtenção da capacidade do gerador FV na superfície horizontal (Co) com a introdução do valor de IG na equação (7.39);

b) Cálculo do valor da capacidade do banco de baterias (CS) através da equação

(7.43), considerando os valores f e u extraídos do local em questão para uma probabilidade de perda de carga (LLP) específica;

c) Aplicação do valor de CS na equação (7.40) para a obtenção do valor da

capacidade nominal da bateria (CB);

d) Obtenção da capacidade nominal da bateria com taxa de descarga de 20 horas (C20) através da equação (7.42).

Com o intuito de analisar o dimensionamento, o método considera uma faixa de IG fornecida por fabricantes de módulos FV entre 2 A 3,3 A. Para encontrar o dimensionamento do sistema fotovoltaico autônomo de Coité-Pedreiras, essa faixa foi estendida até 37,8 A com múltiplos de 3,15 A, o que corresponde à corrente de 12 módulos de 55 Wp em paralelo. Os valores das diferentes combinações de arranjos FV e baterias (IG-C20) para uma probabilidade de perda de carga igual a 10-2 são mostrados na figura 7.8.

67

Cs>=2.5

IG Co Cs Cb (Ah) C20 (Ah) C20<=45.IG

2 0.080 ############ ########### ##########

2.5 0.100 ############ ########### ##########

2.6 0.104 ############ ########### ##########

2.7 0.108 ############ ########### ########## 2.8 0.112 ############ ########### ########## 2.9 0.116 ############ ########### ########## 3 0.120 ############ ########### ##########

3.1 0.124 ############ ########### ########## 1 SM55 3.15 0.126 ############ ########### ########## 3.2 0.128 ############ ########### ##########

3.3 0.132 ############ ########### ##########

2 SM55 6.3 0.252 4641349.93 725210926 541202185

3 SM55 9.45 0.378 123878.48 19356013 14444787

4 SM55 12.6 0.504 9472.72 1480112 1104563

5 SM55 15.75 0.630 1289.54 201490 150367

6 SM55 18.9 0.756 252.83 39504 29482

7 SM55 22.05 0.882 63.76 9963 7436

8 SM55 25.2 1.008 19.33 3021 2256

9 SM55 28.35 1.134 6.75 1054 788 788

10 SM55 31.5 1.260 2.63 411 308 308

11 SM55 34.65 1.386 1.12 175 132

12 SM55 37.8 1.512 0.52 81 61 Figura 7.8 – Diferentes Combinações de Arranjos FV e Baterias (IG-C20) para LLP igual a 1%

Experiências mostram que para preservar a vida útil das baterias, a faixa mais

adequada é obtida entre 5,2SC e GIC .4520 , mostrado em negrito como exemplo

prático na figura 7.8 com valores iguais a 788 Ah e 308 Ah. Nota-se, que através dessa faixa, IG está restringido entre 28,35 e 31,5 A que correspondem, respectivamente, à corrente de 9 e 10 módulos instalados em Através dos valores na figura 7.9, é verificado que as capacidades referentes das baterias com taxa de descarga de 20 horas (C20R) têm valores iguais a 788 Ah e 308 Ah. Considerando valores propostos imediatamente superiores de capacidade da bateria (C20P), se obtém duas soluções apresentadas na figura 7.9:

Ig C20R C20P

(a) 28.35 788 800

(b) 31.5 308 400 Figura 7.9 – Soluções de valores propostos imediatamente superiores de capacidade da

bateria (C20P)

68

Na Figura 7.10 é mostrada a comparação percentual entre (a) e (b) através do

parâmetro RRP CCC 202020 / (%) que representa o excesso de capacidade das

baterias.

Opção CO CS CB(Ah) C20R(Ah) C20P(Ah) RRP CCC 202020 / (%)

(a) 1.134 6.75 1054 788 800 0,13

(b) 1.260 2.63 411 308 400 0,42 Figura 7.10 – Comparação percentual entre duas alternativas de configurações de baterias

Nesse caso, o item (a) tem um excesso de capacidade inferior a (b) representando menor confiabilidade. Assim, o item (b) é adotado para o dimensionamento do sistema FV autônomo. A figura 7.11 mostra que o dimensionamento final se aproxima da instalação real em número de módulos FV e necessita de um banco de baterias de 308 Ah, considerando uma probabilidade de perda de carga de 1%, que é convertido para um valor superior existente de 400 Ah. paralelo.

Corrente do Arranjo FV A 31,5

Número de Módulos em Paralelo 10

Tensão mínima do arranjo FV V 24

Número de Módulos em Série 2

Número Total de Módulos FV 20

Tensão Nominal da Bateria V 12

Número de Baterias em Série 2

Capacidade do Banco de Baterias Ah 400

Capacidade da Bateria selecionada 100

Número de Baterias em Paralelo 4

Número Total de Baterias 8 Figura 7.11 – Dimensionamento final do estudo de caso do método LORENZO

Como a tensão mínima do sistema FV é 24 V, são necessários dois módulos com tensão de máxima potência de 17,4 V em série para que a tensão mínima seja atingida. Da mesma forma são necessárias duas baterias com tensão de 12 V em série para atingir a mesma tensão mínima do sistema FV. Dessa forma, o número de módulos FV e de baterias da análise do método é igual ao número da instalação real de Coité-Pedreiras com 20 módulos, sendo 10 em paralelo e 2 em série, e 8 baterias de 100 Ah, sendo 4 em paralelo e 2 em série. Verifica-se através deste método que o dimensionamento de um sistema FV autônomo pode ser obtido através de cálculos diretos utilizando os parâmetros f e u derivados da probabilidade de perda de carga (LLP) e das características meteorológicas do local.

7.5. COMPARAÇÃO DOS MÉTODOS DE DIMENSIONAMENTO 7.5. COMPARAÇÃO DOS MÉTODOS DE DIMENSIONAMENTO

método GTES é baseado no princípio da obtenção de corrente tensão e do gerador FV necessária para abastecer a carga. Nesse método a capacidade de armazenamento do banco de baterias é calculada considerando um período de

autonomia fornecido pelo usuário. O dimensionamento do arranjo FV é obtido baseado nas características do módulo FV disponível, como a corrente nominal e a tensão do módulo para temperatura mais elevada.

O

69

Já no método GROUMPOS tem o princípio de obtenção da área do arranjo fotovoltaico para suprir a carga. O dimensionamento do arranjo FV e a capacidade de armazenamento do banco de baterias são calculados considerando um balanceamento ótimo (Mopt) entre o custo mínimo do arranjo FV e o custo mínimo da capacidade de armazenamento. O método LORENZO também é baseado no princípio da obtenção de corrente tensão e do gerador FV. Nesse método a capacidade do Gerador FV na superfície horizontal (Co) e a capacidade do banco de baterias (CS) são obtidas através da fórmula empírica

de confiabilidade do sistema FV u

SO CfC . . Onde f e u são dois parâmetros que

dependem do valor da probabilidade de perda de carga (LLP) e do local. As vantagens e desvantagens dos métodos apresentados no capítulo 7 estão descritas na tabela 7.1.

Tabela 7.1: vantagens e desvantagens dos métodos apresentados no capítulo 7

VANTAGENS DESVANTAGENS

GTES

- Fácil compreensão; - Voltado para as características meteorológicas do Nordeste; - Clareza na sequência lógica dos cálculos

- Não permite análise econômica.

GROUMPOS - Permite análise econômica

- Muito complexo; - Uso de parâmetros econômicos não convencionais para o Brasil.

LORENZO

- Possibilidade de dimensionamento para vários valores de LLP; - Cálculo direto a partir da introdução dos parâmetros f e u.

- Complexo; - Não permite análise econômica; - Acesso restrito aos parâmetros f e u fundamentais para o dimensionamento

70

8. MÉTODO DE DIMENSIONAMENTO PROPOSTO 8. MÉTODO DE DIMENSIONAMENTO PROPOSTO

omo foi visto no capítulo 7, dimensionar um sistema fotovoltaico autônomo significa, conciliar, harmonizando da melhor forma possível, a geração da energia com o respectivo consumo, minimizando as falhas, os custos dos

sistemas e os gastos com operação e manutenção quando o método permite uma análise econômica. Para tal, é necessário modelar a oferta de energia solar, a demanda e a capacidade de armazenamento energético de forma a garantir um fornecimento de energia contínuo para a carga. Para a elaboração do método proposto ELETRODIÁLISE FV apresentado neste capítulo, foram consideradas as vantagens dos métodos apresentados no capítulo 7 como fácil compreensão, voltado para as características meteorológicas do Nordeste do Brasil, clareza na sequência lógica dos cálculos e também permitir a análise econômica da instalação. A figura 9.1 apresenta a tela principal da ferramenta de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos, onde é possível acessar o método proposto ELETRODIÁLISE FV e os métodos GTES, GROUMPOS, LORENZO apresentados no capítulo 7.

Figura 8.1 – Tela principal da ferramenta de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos

autônomos

Para acessar qualquer método de dimensionamento basta apenas um duplo clique em cima do nome apresentado na tela principal. Um programa exemplo está disponível em https://dl.dropbox.com/u/101922388/31229DIMFVED.xls. Todos os métodos apresentam interfaces entre os mesmos não sendo necessário voltar à tela principal para utilizar outro método. Os resultados dos programas são apresentados em negrito na mesma tela de introdução dos valores.

C

71

8.1. O PROGRAMA ELETRODIÁLISE FV 8.1. O PROGRAMA ELETRODIÁLISE FV

programa de dimensionamento proposto é constituído por cinco etapas, que são:

O consumo da planta de eletrodiálise;

O número de horas de sol pleno e a inclinação do arranjo fotovoltaico;

Dimensionamento do banco de baterias;

Dimensionamento do arranjo fotovoltaico;

Análise econômica.

8.1.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DA PLANTA DE ELETRODIÁLISE 8.1.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DA PLANTA DE ELETRODIÁLISE

omo visto no capítulo 6, a salinidade da água é um fator primordial para se decidir na escolha do tipo de dessalinização a ser utilizada. Além disso, implica intimamente no consumo de energia gasto pelo sistema de geração para torna-

la dessalinizada, ou seja, quanto maior a concentração de sais dissolvidos na água salobra a ser dessalinizada, maior será o consumo energético necessário para torná-la potável. Dessa forma, pesquisas desenvolvidas com o processo de eletrodiálise, mostra que o mesmo é viável para salinidades de água salobra de até 5.000 ppm, a partir daí, o consumo de energia do sistema não é economicamente compensado pela produção de água potável. Portanto, para o dimensionamento fotovoltaico é necessário conhecer inicialmente a salinidade da água salobra e consumo específico de energia da planta de eletrodiálise. A descrição do consumo da planta de eletrodiálise leva em consideração:

A salinidade da água salobra (ppm) e o consumo específico de energia. Uma planta de eletrodiálise acionada por painéis fotovoltaicos foi desenvolvida para pesquisas no Vale Spencer nos Estados Unidos análise do rendimento do sistema. A tensão da planta de eletrodiálise era ajustada para que partindo de uma salinidade de 2.200 ppm da água salobra, a concentração de sais da água potável produzida fosse em torno de 340 ppm. Os dados coletados como tensão, corrente e pressão foram usados para calcular o consumo de energia de todo sistema incluindo a bomba de baixa pressão. Os resultados obtidos apresentaram uma função linear entre a salinidade da água salobra em ppm e o consumo específico de energia em kWh/m3 necessário para torna-la potável. A equação (8.1) apresenta uma modelagem da função linear que indica tal relação, onde Sco é o consumo específico de energia e Tds é a salinidade da água salobra [14].

(8.1)

A produção de água potável por dia em m3;

Consumo de energia adicional inserido pelo usuário;

O

C

72

A tensão nominal do sistema (V);

O consumo Ampère-hora (Ah/dia): representa o consumo médio diário da carga. É obtido pelo valor da carga CC mais o produto da Carga CA pela eficiência de conversão, tudo multiplicado pelo número de horas do ciclo de serviço diário e dividido pela tensão nominal do sistema. A figura 8.2 mostra o consumo da planta de eletrodiálise.

Consumo da planta de eletrodiálise Unidade Valor Faixa

Salinidade da água salobra ppm 2000 MENU 500 a 5000

Consumo específico kWh/m3 1.42

Volume de água produzida por dia m3 0.85 1 a 7

Consumo de energia kWh 1.21

Consumo de energia inserido pelo usuário kWh 0 Tensão nominal do sistema V 24

Consumo Àmpere-hora Ah/dia 50.4

Figura 8.2 – Consumo da planta de eletrodiálise

8.1.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV 8.1.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV

esse item deve ser descrita a condição meteorológica e de latitude do local.

O Número de horas de sol pleno (h/dia) é uma forma de se expressar o valor acumulado da energia solar ao longo do dia. Esta grandeza é definida como o número de horas em que a radiação solar deve permanecer constante e igual a 1000 W/m2 de forma que a energia resultante seja equivalente à energia acumulada em kWh.

Um arranjo FV instalado no ângulo igual à latitude local maximizará a energia anual produzida, considerando o ângulo mínimo para fixação do arranjo igual a 15 graus. A figura 8.3 mostra o dimensionamento do número de horas de sol pleno e o ângulo do arranjo fotovoltaico.

Nº de horas de sol pleno e ângulo do arranjo Valor Faixa

Nº Médio de horas de Sol Pleno h/dia 5.0 2 a 6 Latitude Local graus 15

Ângulo de Inclinação do Arranjo FV graus 15

Figura 8.3 – Número de horas de sol pleno e o ângulo do arranjo fotovoltaico

8.1.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS 8.1.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS

ssa etapa corresponde ao dimensionamento do armazenamento de energia utilizada pelo sistema autônomo nos períodos em que a geração elétrica proveniente dos painéis fotovoltaicos não seja suficiente para abastecer a

carga. A figura 8.4 mostra o dimensionamento do banco de baterias.

N

E

73

No dimensionamento do banco de baterias do método GTES são abordados os seguintes itens:

O fator de eficiência das baterias (decimal): o valor considera a eficiência de carga e descarga das baterias. Este dado se obtém do fabricante, caso isso não seja possível o dimensionamento sugere 0,95;

O consumo Ampère-hora corrigido (Ah/dia): representa a divisão do consumo Ampère-hora pela eficiência da bateria;

Dias de armazenamento: representa o número de dias que não há geração fotovoltaica, ou seja, o período de autonomia. Esse item é indicado pelo usuário do programa;

Dimensionamento do Banco de Baterias Valor Faixa

Fator de Eficiência da Bateria % 90% 132,96 75% a 95%

Consumo Ampère-hora Corrigido Ah/dia 56,0

Dias de Armazenamento Dias 3 0 a 5 Profundidade de Descarga máxima 0,2 0,6 a 0,9

Capacidade Necessária para a Bateria Ah 134

Capacidade da Bateria Selecionada Ah 100

Número de Baterias em Paralelo 2

Tensão Nominal da Bateria V 12

Número de Baterias em Série 2 Número Total de Baterias 4

Figura 8.4 – Dimensionamento do banco de baterias

Profundidade de descarga máxima (Decimal): representa a máxima descarga permitida para a bateria, que é dependente do tamanho e tipo;

Capacidade necessária para a bateria, representa a divisão do consumo Ah corrigido pela profundidade de descarga máxima da bateria, multiplicada pelos dias de armazenamento;

Capacidade da bateria selecionada (Ah);

Número de baterias em paralelo: é indicado pela divisão entre a capacidade necessária para a bateria e a capacidade da bateria selecionada;

Tensão nominal da bateria (V);

Número de baterias em série: é obtido pela divisão entre a tensão nominal do sistema e a tensão nominal da bateria;

Número total de baterias: é apresentado pelo programa através do produto da quantidade de baterias em série pela quantidade de baterias em paralelo.

74

8.1.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV 8.1.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV

essa etapa do programa é dimensionado o arranjo FV, componente do sistema autônomo responsável pela geração elétrica para abastecer a carga e carregar o banco de baterias. Para o dimensionamento do arranjo fotovoltaico mostrado

na figura 8.5 são considerados os seguintes itens:

Fator de correção do módulo (decimal): representa o fator de ajuste da corrente do módulo nas Condições Padrões de Teste para as condições de campo, isto é, ajuste devido à impurezas nas superfícies dos módulos, temperatura da célula diferente de 25ºC, massa de ar diferente de 1,5, entre outros. Este fator não está relacionado com a eficiência de conversão elétrica do módulo, e sim, o quanto diferente será a corrente e a tensão gerada da corrente e tensão nominal devido às condições de campo.

Corrente do projeto (A): É obtida pela relação entre o consumo ampère-hora corrigido e o numero médio de horas de sol pleno;

Corrente do projeto corrigida (A): representa a corrente mínima gerada pelo arranjo necessária para abastecer a carga média diária, para o local escolhido. É obtida pela relação entre corrente do projeto e o fator de correção do módulo FV;

Potência do módulo selecionado;

Dimensionamento do arranjo FV Valor Faixa

Fator de Correção do Módulo 0,9 0,7 a 0,9

Corrente de Projeto A 11,2 Corrente do Projeto Corrigida A 12,4

Potência do módulo selecionado Wp 55

Corrente Nominal do Módulo A 3,15

Número de Módulos em Paralelo 4 10 Tensão necessária para Carregar a bateria V 24

Tensão módulo p/ temperatura mais elevada V 15,0

Número de Módulos em Série 2 Número Total de Módulos 8

Figura 8.5 – Dimensionamento do arranjo FV

Corrente nominal do módulo (A): representa a corrente nominal do módulo FV fornecida pelo fabricante para as condições padrões de teste;

Número de módulos em paralelo: é indicado pelo número necessário de módulos FV conectados em paralelo para fornecer a corrente do projeto corrigida;

Tensão necessária para carregar as baterias (V): é obtida pelo produto da tensão nominal da bateria e o número de baterias em série;

Tensão do módulo para temperatura mais elevada (V): representa o valor fornecido nas especificações do fabricante para a tensão do módulo correspondente ao valor mais alto esperado para a temperatura de operação;

Número de módulos em série: é obtido pela divisão da tensão necessária para carregar as baterias e a tensão do módulo para a temperatura mais elevada;

N

75

Número total de módulos: representa o arranjo fotovoltaico, obtido pelo produto do número de módulos em paralelo pelo número de módulos em série.

8.2. ANÁLISE ECONÔMICA 8.2. ANÁLISE ECONÔMICA

o caso de fontes de geração de energia convencionais não renováveis, não são internalizados em seus custos os danos ambientais causados pelas grandes centrais geradoras e os custos em utilizar um recurso energético finito e

poluente que, utilizando-o hoje, estamos privando o acesso às gerações futuras. No caso de fontes renováveis de energia, este tipo de enfoque não contabiliza, na grande maioria das vezes, o fato de ser um recurso renovável, vantagens como a geração descentralizada, promovendo benefícios regionais, os ganhos em autonomia nas comunidades etc. Consideramos então que o enfoque financeiro apresentado neste capítulo é de extrema importância, mas a análise deve ser feita de forma global juntamente com outros parâmetros. Na Europa já se tem a preocupação de quantificar a quantidade de carbono expelido na atmosfera para que no futuro próximo se possa multar os agentes e controlar a poluição. Para tal, utiliza-se um enfoque técnico e principalmente econômico-financeiro para sugerir os sistemas que satisfaçam o usuário sobre um ponto de vista do abastecimento das necessidades básicas atrelada às disponibilidades financeiras. Este enfoque é baseado no cálculo de duas figuras de mérito financeiro, o custo do ciclo de vida (CT) e o custo do ciclo de vida anualizado (CTA)

8.2.1. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL (CT) 8.2.1. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL (CT)

epresenta a soma de todas as despesas efetuadas ao longo da vida útil do projeto trazidas para o valor presente.

Dentre pesquisas realizadas a equação com melhor coerência é dada pelo programa GROUMPOS [16] que pode ser matematicamente representado pela equação (8.1).

(8.1)

Onde CI é o custo do investimento inicial no projeto, OM representa os custos de operação e manutenção do projeto e BF é o custo de substituições de baterias. A figura 8.6 mostra o cálculo do custo de investimento inicial. Através de uma pesquisa de preços realizada para obter uma planta de eletrodiálise para produzir 2 metros cúbicos de água potável por dia, encontra-se um modelo TS2/EUR2B-10 da Ameridia com o valor de US$ 8.000,00, cerca de R$ 24.000,00.

N

R

76

Custo de Investimento inicial (CI) Custo Unit.(R$) Custo (R$) Faixa

Planta de Eletrodiálise 24000,00 24000,00

Custo Wp do Gerador fotovoltaico 19,70 8668,00 15 a 24 Custo do kWh das Baterias 126.70 108,16 120 a 150 Bomba de baixa pressão 100.00 100.00 Controlador de carga 260.00 260.00 Instalação e acessórios 300.00 300.00 Custo de investimento inicial 33936,16

Figura 8.6 – Cálculo do custo de investimento inicial

Para o cálculo do custo de operação e manutenção do projeto, a taxa de retorno anual (i) é considerada igual à taxa anual de operação e manutenção (go). Dessa forma, se obtém a o custo de operação e manutenção através da equação (8.2). A figura 8.7 mostra o cálculo do custo de operação e manutenção.

(8.2)

Onde X0 é o custo de operação e manutenção do primeiro ano e N é o número de anos de vida útil do sistema autônomo.

Custo de operação e manutenção (OM) Custo Anual Custo (R$)

Substituição das membranas 550,00 11000,00 Filtros 80,00 1600,00

Custo com operação 450,00 9000,00 Custo de operação e manutenção (OM) 21600,00

Figura 8.7 – Cálculo do custo de operação e manutenção

Para o cálculo do custo de substituições de baterias (BF), as equações foram modificadas para se encontrar o melhor compromisso com a realidade. O número de substituições de baterias durante o ciclo de vida útil do sistema autônomo (NR), na equação (8.3) é dado em função do número de anos de vida útil da bateria (BL).

(8.3) Através da introdução de um fator de valor presente para cada substituição de bateria e do produto do custo das baterias por kWh (b) pela capacidade da bateria em kWh (CB), se obtém o custo de substituições de baterias (BF). Considerar o custo das baterias por kWh é mais coerente do que por Ah, porque assim é possível abordar a tensão do banco de baterias que é predominante no custo, pois, por exemplo, um sistema com tensão nominal de 24V necessita de um bateria de 100Ah, porém existe apenas baterias com 100 Ah e 12 V, então serão colocadas duas em série, ou seja, o banco terá 200 Ah. Já o dimensionamento por kWh diz que o banco necessita de 2,4 kWh e será contabilizado assim, independente se é de 24 V x 100 Ah ou duas baterias em série de 12 V x 100 Ah. A figura 8.8 mostra o cálculo de substituição das baterias.

(8.4)

77

Custo de Substituições de baterias (BF) Custo (R$) Faixa

Vida útil do sistema FV (padrão: 20 anos) [N] 20 Tempo de vida da bateria (mínimo 2 anos) [BL] 4 2 a 5

Número de substituições de baterias [NR] 4

Taxa anual de inflação da substituição das Baterias [g1] 0,10

Taxa de retorno anual [i] 0,10 0,06 a 0,12

Custo de substituições de baterias (BF) 3040,80

Figura 8.8 – Cálculo de substituição das baterias

8.2.2. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL ANUALIZADO (CTA) 8.2.2. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL ANUALIZADO (CTA)

ste valor representa o custo anual de possuir, manter e operar um determinado projeto. A figura 8.9 mostra o cálculo do custo total de vida útil anualizado.

Matematicamente, o CTA, equação (8.6), pode ser determinado anualizando o CT a uma determinada taxa de retorno anual (i). Para tal é necessário multiplicar o CT pelo fator de recuperação de capital, FRC, dado pela equação (8.5):

(8.5)

(8.6)

Custo Total Anualizado (CTA) Custo (R$)

Custo total no valor presente (CT) 58576,96

Fator de Recuperação do Capital (FRC) 0,117 Custo Total Anual (CTA) 6880,43

Volume anual de água produzido m3 311 Custo da água por metro cúbico R$/m3 22,12

Valor do Dólar (US$) R$ 2,93

Custo da água por metro cúbico U$/m3 7,55 Figura 8.9 – Cálculo do custo total de vida útil anualizado

O CTA é uma figura de mérito bastante utilizada que permite a realização de comparações financeiras entre dois ou mais investimentos. Uma das vantagens desta ferramenta reside na possibilidade de, devido ao fato dos custos serem anualizados, comparar projetos com diferentes tempos de vida útil ou que possuam componentes com diferentes tempos de vida útil.

8.3. COMPARAÇÃO ENTRE OS CUSTOS DAS TECNOLOGIAS DE ELETRODIÁLISE E OSMOSE REVERSA 8.3. COMPARAÇÃO ENTRE OS CUSTOS DAS TECNOLOGIAS DE ELETRODIÁLISE E OSMOSE REVERSA

ara comparação dos custos de dessalinização entre as duas tecnologias se tomou como referência analise econômica feita na implementação da primeira instalação de osmose reversa acionada por painéis fotovoltaicos do Brasil [12].

Segundo esta análise, o custo do metro cúbico de água produzida foi de US$ 10,51, para uma taxa de conversão em R$ de 1,97, ou seja, o custo da água produzida foi de

E

P

78

R$ 20,70/m3, ou seja, R$ 0,41 por 20 litros de água. Através do custo da água produzida através da tecnologia de osmose reversa, se demonstrou uma tabela, que nesse trabalho é apresentada como tabela 8.1, com preços da água utilizada pela comunidade de Coité-Pedreiras, onde o sistema estava instalado.

Água 20 litros (R$)

Osmose Reversa 0,41

Água mineral (comércio local) 3,00

Água de carro Pipa 1,00 Tabela 8.1 – Preços da água utilizada pela comunidade de Coité-Pedreiras em 2000 [12]

Atualizando o valor do metro cúbico de água potável produzida pela planta de osmose reversa de US$ 10,51 com a taxa de conversão atual de R$ 2,93, o custo da água potável produzida será de R$ 30,79/m3 ou R$ 0,62 por 20 litros de água potável. Mesmo admitindo que não haja acréscimo no valor da água mineral e no fornecimento de água do carro Pipa que é de má qualidade, ainda assim, o valor da água potável produzida, como pode ser visto, é 38% menor que valor de R$ 1,00 da água do carro Pipa. Considerando os mesmos parâmetros de dimensionamento da instalação de osmose reversa acionada por painéis fotovoltaicos encontrados nos relatos sobre a operação do sistema [12], na análise feita pelos métodos de dimensionamento do capítulo 7 e, os mesmos parâmetros financeiros descritos na análise econômica feita na implementação da instalação de osmose reversa [12], se dimensionou uma instalação de dessalinização por eletrodiálise considerando o mesmo volume de água potável produzida de 311 m3 por ano. Os resultados obtidos através da análise econômica são mostrados no intervalo entre as figuras 8.2 e 8.9. O custo total anualizado do metro cúbico de água potável produzida obtido pela análise foi de US$ 7,55, ou seja, para uma taxa de conversão de R$ 2,93, cerca de R$ 22,12. Esse valor representa R$ 0,44 por 20 litros de água potável produzida. A tabela 8.2 mostra a comparação dos preços comparativos de dessalinização por eletrodiálise e osmose reversa e da água utilizada pela comunidade de Coité-Pedreiras em valores atuais e admitindo que não haja acréscimo no valor da água mineral e no fornecimento de água do carro Pipa.

Água 20 litros (R$)

Eletrodiálise 0,44

Osmose Reversa 0,62

Água mineral (comércio local) 3,00

Água de carro Pipa 1,00 Tabela 8.2 – Preços comparativos de dessalinização por eletrodiálise e osmose reversa e da

água utilizada pela comunidade de Coité-Pedreiras

Através da tabela de preços comparativos é verificado que o preço de dessalinização por eletrodiálise é 28,2% menor que por osmose reversa. Isso comprova a teoria apresentada no capítulo 6, que o processo de eletrodiálise tende a ser o mais econômico para concentrações de sais de até 5.000 ppm [2].

79

9. CONCLUSÕES 9. CONCLUSÕES

este capítulo, apresentamos, em um primeiro momento, os comentários finais e as contribuições fornecidas por este trabalho. A seguir, num segundo momento, são feitas sugestões para trabalhos futuros e apresentadas possibilidades de

ampliação e aprofundamento dos métodos aqui utilizados.

9.1. COMENTÁRIOS FINAIS 9.1. COMENTÁRIOS FINAIS

oi admitido para a vida útil da bateria em todos os métodos uma tempo de 4 anos. Para que esse tempo de vida seja atingido, a profundidade de descarga máxima permitida foi de 20%. Assim, assumindo que estes sistemas

fotovoltaicos possuam uma vida útil de 20 anos, serão necessários cinco bancos de baterias. O primeiro é instalado no início, junto com o sistema como um todo, ou seja, faria parte do investimento inicial (CI); os outros 4 serão substituídos no 4º, 8º, 12º e 16º ano de operação do sistema. O custo do banco de baterias que varia entre 40 a 50 US$/kWh, em torno de 120 a 150 R$/kWh, mas através de cotação de preços esse valor foi considerado 126,70/kWh. Os custos dos módulos fotovoltaicos variam entre 5 a 8 US$/Wp, cerca de 15 a 24 R$/Wp, com isso para a determinação do custo total de vida útil foi considerado, para todo o trabalho, o valor de 19,70 R$/Wp. O valor da taxa de retorno anual (i) utilizada para as análises econômicas foi sempre 10%.

9.2. CONTRIBUIÇÕES DESTE TRABALHO 9.2. CONTRIBUIÇÕES DESTE TRABALHO

ste trabalho teve como objetivo central o desenvolvimento de uma ferramenta de fácil utilização que auxilie tanto no dimensionamento adequado de sistemas fotovoltaicos autônomos quanto nos sistemas de dessalinização por

eletrodiálise e, também, mostrar a viabilidade de sistemas de dessalinização por eletrodiálise acionado por painéis fotovoltaicos instalado em regiões áridas e semiáridas que apresentem problemas no abastecimento de água potável. Foi mostrado, nesse trabalho, a viabilidade de sistemas de dessalinização por eletrodiálise instalados em regiões isoladas e foi comprovado que o processo de eletrodiálise tende a ser o mais econômico para concentrações de sais de até 5.000 ppm através da analise economia apresentada no capítulo 8. Este trabalho mostrou um resumo das principais características da conversão fotovoltaica da energia solar, abordando as características dos sistemas fotovoltaicos autônomos. Com isto, além de uma ferramenta de dimensionamento, pode ser utilizado como um manual de referência voltado para o público em geral.

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REFERÊNCIAS REFERÊNCIAS [1] SBPC: Ciência Hoje; Volume 19, Num. 110, 1995. [2] BUROS, O.K.: ABC's of Desalting, The USAID Desalination Manual, 1990. [3] FRAIDENRAICH, N.; LIRA, F.: Energia Solar: Fundamentos e Tecnologia de Conversão Heliotérmica e Fotovoltaica; Ed. Universitária da UFPE, 1995. [4] GOETZBERGER, Adolf.; KNOCHBLOCH, Joachim; VOSS, Bernhard.: Cristaline Silicon Solar Cells. John Willey Sons Ltd. Englnd, Abril, 1998. [5] MACIEL, W. J.: Astronomia e Astrofísica. IAG/USP, São Paulo, Brasil, 1991. [6] GTES/CRESESB/CEPEL. Manual de Engenharia para Sistemas Fotovoltaicos. Rio de Janeiro, 1999. [7] LORENZO, E.: Electricidad Solar: Ingenieria de Los Sistemas Fotovoltaicos, Espanha, Artes Gráficas Gala, S.L. 1994. [8] CRESESB/CEPEL: Energia Solar - Princípios e Aplicações, Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo Brito. Rio de Janeiro. [9] PV News, Vol. 22. No. 3, 2003. [10] BITTENCOURT, R. M. et al. Sistemas Complementares de Energia Eólica e Hidráulica no Brasil, Congresso CIER 2000, Buenos Aires, 2000. [11] GREEN, M. A. et al: Progress in Photovoltaics: Reseach and Aplications , J. Wiley, Jan-Fev, 1997. [12] CARVALHO, P.C.M., MONTENEGRO, F. F.D: Experiências adquiridas na implementação da primeira instalação de osmose reversa acionada por painéis fotovoltaicos do Brasil, 3º AGRENER, Campinas – SP, 2000. [13] ADIGA, ADHIKARY, et al: Performance analysis of photovoltaic electrodialysis desalination plant at Tanot in Thar desert; Desalination, 67, 1987. [14] LICHTWADT, M., REMMERS, H.: Water treatment using solar-powered electrodialysis reversal. Mediterranean Conference on Renewable Energy Sources for Water Production, Greece, 1996. [15] ISHIMARU: Solar photovoltaic desalination of brackish remote areas by electrodialysis; Desalination, 98, 1994. [16] GROUMPOS, P.P. An optimal method for stand-alone photovoltaic power systems. Solar Energy. V. 38, n. 5, p. 341-351, 1987. [17] LORENZO, E., NAVARTE, L.: On the Usefulness of stand-alone PV sizing Methods. Progress in Photovoltaics: Research ans Applications; 8:391-409, 2000.

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MÉTODOS DE DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS: APLICAÇÕES EM DESSANILIZAÇÃO

A presente publicação apresenta uma descrição de dimensionamento de

sistemas fotovoltaicos autônomos com três métodos distintos. Tendo

como base estes métodos, é disponibilizado um programa de

dimensionamento e análise econômica de uma planta de dessalinização

de água por eletrodiálise acionada por painéis fotovoltaicos com utilização

de baterias. A publicação enfatiza a combinação da capacidade de geração

elétrica proveniente da energia solar com o processo de dessalinização

por eletrodiálise devido ao menor consumo específico de energia para

concentrações de sais de até 5.000 ppm, com o intuito de contribuir para a

diminuição da problemática do suprimento de água potável. O programa

proposto de dimensionamento foi desenvolvido tendo como base

operacional a plataforma Excel® e a interface Visual Basic®, linguagens de

amplo acesso com o objetivo de facilitar, para o público em geral, a

difusão dos conceitos de sistemas fotovoltaicos autônomos e do

processo de dessalinização de água por eletrodiálise.

JUCÁ, S.C.S.; CARVALHO, P.C.M. Métodos de dimensionamento

de sistemas fotovoltaicos: Aplicações em dessalinização. 1ª

edição. Duque de Caxias: Espaço Científico Livre Projetos Editoriais,

2013.