FRANCISCO DE ASSIS PEREIRA RIBEIRO

PROJETO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO PARA ILUMINAÇÃO PÚBLICA

Orientadora: Profª. PhD. ANA LÚCIA TORRES SEROA DA MOTTA Co-orientador: Prof. MSc. HÉLIO CRÉDER

NITERÓI

2002

Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de Mestre. Área de Concentração: Produção Civil.

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FRANCISCO DE ASSIS PEREIRA RIBEIRO

PROJETO DE UM SISTEMA FOTOVOLTAICO PARA ILUMINAÇÃO PÚBLICA

Aprovada em outubro de 2002

BANCA EXAMINADORA

____________________________________________________________ Profª. Ana Lúcia Torres Seroa da Motta, Ph.D

Universidade Federal Fluminense

____________________________________________________________ Prof. Hélio Creder, MSc.

Universidade Federal do Rio de Janeiro

____________________________________________________________ Profª. Virgínia Célia Costa Marcelo, DSc.

Universidade Gama Filho

____________________________________________________________ Prof. Carlos Alberto Pereira Soares, DSc.

Universidade Federal Fluminense

____________________________________________________________ Profª. Márcia M. Pimenta Velloso, DSc.

Universidade Federal Fluminense

NITERÓI 2002

Dissertação apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Civil da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do Grau de Mestre. Área de Concentração: Produção Civil.

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Dedico à meu filho e à minha esposa, sem cuja compreensão e paciência,

este trabalho seria impossível.

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AGRADECIMENTOS:

♦ À Ana Lúcia Seroa da Motta – minha orientadora, presença constante e

estimulante.

♦ À Paulo de Tarso – meu irmão e maior incentivador para que eu ingressasse

neste mestrado.

♦ À Hamilton Moss – do CEPEL, pela atenção e plena colaboração, assim como

à toda a sua equipe.

♦ À Cássia Morano – minha colega e guia pelos meandros burocráticos.

♦ Ao Prof. Hélio Creder – meu co-orientador e professor de gerações de

engenheiros e arquitetos.

♦ Aos professores do Curso de Pós-graduação em Engenharia Civil da UFF –

pelo suporte e dedicação.

♦ À Mauro Ejnysman e Luiz Carlos Alves Lima – da RIOLUZ, pelas informações

gentilmente cedidas.

♦ À Regina Lopes – da Indalux, pelo precioso apoio quanto às luminárias.

♦ Ao meu amigo, Carlos Alberto, pela presença nos momentos cruciais.

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SUMÁRIO DEDICATÓRIA........................................ ................................................... 02 AGRADECIMENTOS..................................... ............................................ 03 SUMÁRIO................................................................................................... 04 LISTA DE FIGURAS................................... ................................................ 07 LISTA DE GRÁFICOS.................................. .............................................. 09 LISTA DE TABELAS................................... ............................................... 10 LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS........... .................... 11 RESUMO.................................................................................................... 13 ABSTRACT........................................... ..................................................... 14 CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO............................ ........................................15

1.1 – APRESENTAÇÃO................................................................... 15 1.2 – JUSTIFICATIVA...................................................................... 15 1.3 – RELEVÂNCIA............................................................... .......... 16 1.4 – ESTRUTURAÇÃO................................................................... 16

CAPÍTULO II – ENERGIA FOTOVOLTAICA ................ ............................ 18 2.1 – INTRODUÇÃO AO CONCEITO FOTOVOLTAICO................. 18 2.1.1 – O que são Células Fotovoltaicas............................... 18 2.1.2 – Do Sol para a Eletricidade............................... .......... 19

2.1.3 – Explicação Técnica das Células Fotovoltaicas.......... 20 2.2 – GENERALIDADES.................................................................. 21 2.2.1 – Eficiência................................................................... 21 2.2.2 – Longevidade de um Painel Solar.............................. 22 2.2.3 – Manutenção............................................................... 22 2.2.4 – Tempo de Retorno..................................................... 23

CAPÍTULO III – HISTÓRICO DA ENERGIA FOTOVOLTAICA... .............. 24 3.1 – NO MUNDO............................................................................. 24 3.2 – NO BRASIL............................................................................. 25 3.3 – HISTÓRICO DO DESENVOLVIMENTO DAS CÉLULAS....... 29 CAPÍTULO IV – COMPONENTES PRINCIPAIS............... ......................... 31 4.1 – PAINEL FOTOVOLTAICO....................................................... 31 4.1.1 – Tipos de Pastilhas Fotovoltaicas............................... 31 4.1.2 – Montagem dos Painéis Fotovoltaicos........................ 34 4.1.3 – Arranjo dos Painéis para a Saída Desejada.............. 35 4.1.4 – Tipos Comerciais de Células de Silício...................... 36

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4.1.5 – Nova Tecnologia Fotovoltaica.................................... 39 4.2 – SISTEMAS DE CONTROLE................................................... 39 4.2.1 – Controladores de Carga............................................ 39 4.2.2 – Inversores.................................................................. 41 4.3 – BATERIAS............................................................................... 41 4.3.1 – Conceito..................................................................... 41 4.3.2 – Tipos de Baterias....................................................... 43 4.3.3 – Comparação entre os Diversos Tipos........................ 48 4.3.4 – Características de Carga........................................... 49 4.3.4.1 – Carga com Voltagem constante................... 50 4.3.4.2 – Carga Rápida............................................... 51 4.3.4.3 – Carga Flutuante............................................ 51 4.3.4.4 – Carga com Corrente Constante................... 52 4.3.4.5 – Carga com Corrente Cônica........................ 52 4.4 – LÂMPADAS............................................................................. 52 4.4.1 – Conceito..................................................................... 52 4.4.2 – Tipos de Lâmpadas................................................... 52 4.4.3 – Comparação entre os Diversos Tipos........................ 56 CAPÍTULO V – DESEMPENHO DO PAINEL FOTOVOLTAICO..... ......... 58 5.1 – POTÊNCIA.............................................................................. 58 5.1.1 – Curva Característica I x V.......................................... 58 5.1.2 – Curva P x V................................................................ 59 5.1.3 – Ponto de Potência Máxima........................................ 60 5.2 – FATORES GERADORES DE PERDAS.................................. 60 CAPÍTULO VI – DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA........... ................... 64 6.1 – ESTIMATIVAS......................................................................... 64 6.1.1 – Estim. de Saída dos Painéis...................................... 64 6.1.2 – Estim. da Área Necessária de Painéis....................... 65 6.2 – DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS.... 65

6.2.1 – Dados Necessários para Dimensionar o sistema...... 66 6.2.2 – Cálculo de Consumo de Cargas................................ 66 6.2.3 – Especificação do Inversor.......................................... 67 6.2.4 – Determinação da Corrente de Projeto....................... 68 6.2.5 – Dimensionamento do Banco de Baterias................... 69 6.2.6 – Cálculo do Número de Painéis Necessários.............. 70 6.2.7 – Dimensionamento de Condutores e Cabos............... 71 CAPÍTULO VII – ILUMINAÇÃO PÚBLICA.................. .............................. 73 7.1 – DIVERSIDADE EM ILUMINAÇÃO PÚBLICA.......................... 73 7.2 – PROJETO DE ILUMINAÇÃO PÚBLICA.................................. 76 7.2.1 – Tipos de vias............................................................. 77 7.2.2 – Classificação do volume de tráfego.......................... 78 7.2.3 – Níveis de iluminância em vias públicas..................... 79 7.2.4 – Fatores de uniformidade e desuniformidade............. 80 7.2.5 – Lâmpadas e luminárias para iluminação pública....... 81

7.2.6 – Altura de montagem.................................................. 84 7.2.7 – Disposição dos postes e luminárias.......................... 85

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CAPÍTULO VIII – PROJETO PILOTO..................... ................................... 87 8.1 – PROJETOS DESENVOLVIDOS PELO CEPEL...................... 87 8.1.1 – Protótipos................................................................... 87 8.1.2 – Projeto Padrão Adotado pelo CEPEL........................ 91 8.1.3 – Produtos da iniciativa privada.................................... 93 8.2 – PROJETO DO MODELO......................................................... 94 8.2.1 – Justificativa do Partido Adotado................................. 94 8.2.2 – Proposta Física do Conjunto...................................... 97 8.2.3 – Obtenção de Dados para o Cálc. do Iluminamento... 103 8.2.4 – Cálculo de Iluminamento do Modelo.......................... 107 CAPÍTULO IX – DIMENSIONAMENTO DOS COMPONENTES...... ....... 118 9.1 – DADOS NECESSÁRIOS P/ DIMENSIONAR O SISTEMA..... 118 9.2 – CÁLCULO DO CONSUMO DE CARGAS.............................. 118 9.3 – DIMENSIONAMENTO DAS BATERIAS.................................. 120 9.4 – DIMENSIONAMENTO DOS PAINÉIS..................................... 120 9.5 – DIMENSIONAM. DOS CONTROLADORES DE CARGAS..... 122 9.6 – ESPECIFICAÇÃO DOS COMPONENTES............................. 122 CAPÍTULO X – ESTIMATIVAS DE CUSTOS E COMPARATIVOS.. ....... 126 10.1 – CUSTOS DOS SIST. FOTOVOLTAICOSPROPOSTOS...... 126 10.2 – CUSTOS DO SISTEMA CONVENCIONAL........................... 128 10.3 – CUSTOS DE UTILIZAÇÃO DOS SISTEMAS....................... 131 CAPÍTULO XI – CONCLUSÃO............................ ...................................... 134 BIBLIOGRAFIA....................................... ................................................... 137 ANEXOS..................................................................................................... 140 GLOSSÁRIO.......................................... ..................................................... 142

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LISTA DE FIGURAS Fig. 1 Ilustração promocional da Bell Telephone Systems......................... 18 Fig. 2 Ilustração do esquema de funcionamento fotovoltaico.................... 20 Fig. 3 Seção reta de pastilha de silício monocristalino.................... ......... 31 Fig. 4 Seção reta de pastilha de sulfato de cádmio.................................... 32 Fig. 5 Seção reta de pastilha de arsenieto de gálio....................................34 Fig. 6 Painel de silício monocristalino........................................................ 36 Fig. 7 Painel de silício multicristalino......................................................... 37 Fig. 8 Painel de silício amorfo.......................................................... .......... 37 Fig. 9 Telhado metálico fotovoltaico........................................................... 38 Fig. 10 Vidro fotovoltaico.............................................................................. 38 Fig. 11 Bateria.................................................................................... .......... 42 Fig. 12 Bateria de “ciclo profundo”............................................................... 44 Fig. 13 Bateria de chumbo-cálcio................................................................. 45 Fig. 14 Bateria AGM..................................................................................... 46 Fig. 15 Bateria de verdadeiro ciclo profundo............................................... 46 Fig. 16 Lâmpada incandescente.................................................................. 53 Fig. 17 Lâmpada halógena.......................................................................... 53 Fig. 18 Lâmpada halógena com refletor dicróico............................... ......... 54 Fig. 19 Lâmpada fluorescente tradicional.................................................... 54 Fig. 20 Lâmpada fluorescente compacta........................................... .......... 55 Fig. 21 Lâmpada compacta eletrônica......................................................... 55 Fig. 22 Lâmpada de vapor de sódio de baixa pressão............................... 56 Fig. 23 Insolação diária, média anual........................................................... 62 Fig. 24 Tipos de vias públicas...................................................................... 79 Fig. 25 Vista geral da pista de caminhada de Ipatinga................................ 82 Fig. 26 Detalhe do poste de iluminação....................................................... 83 Fig. 27 Posteação lateral.............................................................................. 85 Fig. 28 Posteação bilateral alternada........................................................... 86 Fig. 29 Posteação bilateral frente a frente.................................................... 86 Fig. 30 Posteação central............................................................................. 86 Fig. 31 Posteação central dupla................................................................... 86 Fig. 32 Protótipo CEPEL c/ 02 painéis e 02 lâmpadas vista frontal............. 88 Fig. 33 Protótipo CEPEL c/ 02 painéis e 02 lâmpadas vista posterior......... 88 Fig. 34 Protótipo CEPEL c/ 02 painéis e 02 lâmpadas detalhe.................... 88 Fig. 35 Protótipo CEPEL c/ 01 painel e 01 lâmpada.................................... 89 Fig. 36 Protótipo CEPEL c/ 01 painel e 01 lâmpada detalhe da base.......... 89 Fig. 37 Protótipo CEPEL c/ 02 painéis e 01 lâmpada.................................. 90 Fig. 38 Detalhe da bateria em teste na base de um poste........................... 90

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Fig. 39 Esquema geral do manual de instruções de montagem...................92 Fig. 40 Esquema do braço do manual de instruções de montagem............ 92 Fig. 41 Poste da Heliodinâmica................................................................... 93 Fig. 42 Poste da Kyocera............................................................................ 93 Fig. 43 Tracker em utilização no CEPEL...................................................... 95 Fig. 44 Modelo de pétala com 02 painéis – perspectiva transparente......... 97 Fig. 45 Modelo de pétala com 02 painéis – perspectiva vista superior........ 98 Fig. 46 Modelo de pétala com 02 painéis – perspectiva vista inferior.......... 99 Fig. 47 Modelo de pétala com 01 painel – perspectiva vista superior.......... 100 Fig. 48 Modelo de poste de 4 a 6 metros com 02 pétalas de 01 painel....... 101 Fig. 49 Modelo de poste de 4 a 6 metros com 01 pétala de 01 painel......... 101 Fig. 50 Modelo de poste de 8 a 12 metros com 03 pétalas de 02 painéis... 102 Fig. 51 Modelo de poste de 8 a 12 metros com 04 pétalas de 02 painéis... 102 Fig. 52 Modelo de poste de 8 a 12 metros com uso misto........................... 103 Fig. 53 Relação entre altura da luminária e largura da via........................... 104 Fig. 54 Cálculo do ângulo............................................................................. 106 Fig. 55 CDL da luminária Multivac IXP......................................................... 106 Fig. 56 Modelo de distribuição de intensidades luminosas.......................... 107 Fig. 57 Ângulos de incidência em função da distância da base................... 108 Fig. 58 CDL da luminária escolhida para poste de 04 metros...................... 106 Fig. 59 Distribuição luminosa gerada por um poste..................................... 111 Fig. 60 Distribuição luminosa gerada por dois postes.................................. 111 Fig. 61 CDL da luminária escolhida para poste de 08 metros...................... 112 Fig. 62 CDL da luminária escolhida para poste de 12 metros...................... 115 Fig. 63 Comparativo do aproveitamento da luz solar................................... 117 Fig. 64 Lâmpada SOX 18W.......................................................................... 123 Fig. 65 Lâmpada SOX 36W.......................................................................... 123 Fig. 66 Bateria Estacionária da Delphi......................................................... 124 Fig. 67 Painel SP65...................................................................................... 125 Fig. 64 Radiação solar global diária, média anual............................. .......... 134

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LISTA DE GRÁFICOS

Gráf. 1 Campos de aplicação para os diversos tipos de bateria.................. 42 Gráf. 2 Capacidades teóricas e atuais dos sistemas de baterias................. 47 Gráf. 3 Carga de voltagem pelo tempo de carregamento............................ 50 Gráf. 4 Corrente de carga pelo tempo à voltagem constante....................... 50 Gráf. 5 Curva característica I x V................................................................. 59 Gráf. 6 Curva característica P x V................................................................ 59 Gráf. 7 Parâmetros de potência máxima...................................................... 60 Gráf. 8 Efeitos da temperatura da célula no gráfico I x V............................. 61 Gráf. 9 Efeitos causados pela variação da intensidade da luz..................... 62 Gráf. 10 Eficiências relativas.......................................................................... 84 Gráf. 11 Reservas e disponibilidades temporais de petróleo e gás............... 96 Gráf. 12 Ciclo de vida da bateria estacionária da Delphi............................... 124 Gráf. 13 Comparativos de eficiências............................................................ 129

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LISTA DE TABELAS Tab. 1 Número de sistemas e potência instalada........................................ 27 Tab. 2 Estágio atual dos programas governamentais................................. 28 Tab. 3 Desenvolvimento das células solares de Si em laboratório............. 30 Tab. 4 Tensões características das baterias............................................... 48 Tab. 5 Estado da técnica de algumas baterias............................................ 49 Tab. 6 Características dos principais tipos de lâmpadas............................ 56 Tab. 7 Comparativo entre as potências das lâmpadas............................... 57 Tab. 8 Relação das lâmpadas disponíveis no mercado.............................. 58 Tab. 9 Reduções progressivas no desempenho dos painéis...................... 64 Tab. 10 Profundidades máximas de descarga.............................................. 63 Tab. 11 Distâncias máximas em metros dos cabos...................................... 72 Tab. 12 Classificação das vias públicas........................................................ 77 Tab. 13 Classificação das vias segundo o trânsito noturno.......................... 78 Tab. 14 Classificação das vias segundo o trânsito de pedestres.................. 78 Tab. 15 Níveis de iluminância para vias públicas em lux.............................. 79 Tab. 16 Fatores de uniformidade.................................................................. 80 Tab. 17 Fatores aceitáveis de desuniformidade............................................ 73 Tab. 18 Fluxos luminosos máximos para as alturas dos postes................... 85 Tab. 19 Tipos prováveis e possíveis de postes............................................. 105 Tab. 20 Ângulos de incidência em função da distância da base................... 109 Tab. 21 Iluminâncias geradas por 01 lâmpada de 18W poste 4 metros........110 Tab. 22 Iluminâncias geradas por 01 lâmpada de 36W poste 8 metros....... 112 Tab. 23 Iluminâncias geradas por postes distantes em 24 metros............... 113 Tab. 24 Iluminâncias geradas por postes distantes em 32 metros............... 113 Tab. 25 Iluminâncias geradas por postes distantes em 40 metros............... 114 Tab. 26 Iluminâncias geradas por 01 lâmpada de 31W poste 12 metros..... 115 Tab. 27 Iluminâncias geradas por postes distantes em 36 metros............... 116 Tab. 28 Dados das lâmpadas SOX 18W e 35W........................................... 123 Tab. 29 Dados da bateria adotada para o sistema....................................... 123 Tab. 30 Características do painel SP65........................................................ 125 Tab. 31 Características dos controladores de carga da Siemens Brasil....... 125 Tab. 32 Custos dos componentes da pétala de 18W.................................... 126 Tab. 33 Custos dos componentes da pétala de 36W.................................... 126 Tab. 34 Postes que podem ser adotados no sistema fotovoltaico................ 127 Tab. 35 Custos dos componentes do poste de 10m c/ 36W......................... 127 Tab. 36 Custos de alguns componentes p/ ilumin. Pública convencional..... 128 Tab. 37 Custos de geração e transmissão.................................................... 131 Tab. 38 Custos anuais de reposição do sistema proposto............................ 132 Tab. 39 Custos anuais de reposição do sistema convencional..................... 132 Tab. 40 Unidades para radiação solar e fatores de conversão..................... 132

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LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS

µm Micrômetro A Ampère ABEER Associação Brasileira de

Empresas de Energia Renovável e Eficiência Energética

Ag Prata AGM Absorved Glass Mat Ah Ampère-hora BCSB Buried Contact Solar

Cells BID Banco Interamericano de

Desenvolvimento BIRD Bank of International

Reconstruction and Development

BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social

BNDESPAR BNDES Participações BP British Petroleum CA Corrente Alternada CAC Corrente Ampère-hora

Corrigida CBS Capacidade da Bateria

Selecionada CC Corrente Contínua CCC Conta de Consumo de

Combustíveis Cd Cádmio CD Consumo Diário CEC California Energy

Commission CEMIG Centrais Elétricas de

Minas Gerais CEPEL Centro de Pesquisa de

Energia Elétrica CESP Centrais Elétricas de São

Paulo CIGS Grupo de células

fotovoltaicas que utilizam Cobre com Índio e Gálio

ou Cobre com Enxofre e Selênio

cm Centímetro cm² Centímetro quadrado CNM Corrente Nominal do

Módulo COPEL Companhia Paranaense

de Energia CP Corrente de Projeto CPC Corrente de Projeto

Corrigida CRESESEB Centro de Referência

em Energia Solar e Eólica Sérgio de Salvo de Brito

CSD Ciclo de Serviço Diário CTS Capacidade Total do

Sistema Cu Cobre CUB Capacidade Útil da

Bateria DA Dias de

Armazenamento E&Co Energy and Company EEAF Environmental

Enterprises Assistance Found

ESMAP Energy Sector Management Program

ECP Estimativa da Corrente de Pico

EMAX Valor de iluminância máximo

EMED Valor de iluminância médio

EMIN Valor de iluminância mínimo

Fd Fator de desuniformidade de iluminância

FAT Fundo de Amparo ao Trabalhador

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FCM Fator de Correção do

Módulo FS Fundo Solidariedade GEF Global Environment Facility h Hora Hm Altura de montagem i ou I Carga em Ampères (A) IFC International Finance

Corporation Isc Corrente de curto-circuito Km² Quilômetro quadrado KW Quilowatt KW/m² Quilowatt por metro quadrado L Largura Lm Lumen m Metro MCT Ministério da Ciência e

Tecnologia MIS Metal Insulator Semiconductor mm Milímetro MME Ministério das Minas e Energia mV Milivolt MW Megawatt NBP Número de Baterias em

Paralelo NBS Número de Baterias em Série NBR Norma Brasileira NMP Número de Módulos em

Paralelo NMS Número de Módulos em Série np Vide p-n O Oxigênio PDM Profundidade Máxima de

Descarga PERF Passivated Emitter and Rear

Floating Junction PERL Passivated Emitter AND Rear

Locally Difused PESC Passivated Emitter Solar Cell PL parallel lenght

pn Vide p-n p-n Vide Glossário PRODEEM Programa de

Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios

PTC Potência Total de Cargas QTP Quantidade Total de Painéis REEF Renewable Energy and

Efficiency Found RV Recreational Vehicles S Enxofre SDC Solar Development

Corporation Se Selênio SEI Sustainable Energy Initiative Si Silício STC Standart Test Conditions –

Condições padrão de teste Te Telúrio Ti Tálio TMTE Tensão do Módulo para

Temperatura mais Elevada

TNB Tensão Nominal da Bateria TNCB Tensão Necessária para

Recarregar Baterias TNS Tensão Nominal do Sistema U Fator de uniformidade de

iluminância US$ Dólar americano V Volt VCA Tensão de corrente alternada VCC Tensão de corrente contínua Vmp Tensão de potência máxima Voc Tensão de circuito aberto VSAP Vapor de Sódio de Alta

Pressão VSBP Vapor de Sódio de Baixa

Pressão W Watt W/m² Watt por metro quadrado Wh/Kg Watt-hora por quilo Wpico Potência de pico

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RESUMO

O presente trabalho trata da análise da viabilidade técnica e econômica da adoção de sistemas fotovoltaicos em iluminação de vias públicas. Apresenta, de forma objetiva, elementos utilizados em projetos semelhantes e desenvolve o projeto de um modelo de fonte renovável que atende às normas de iluminação para vias públicas de tráfego motorizado, o que é, senão raro, inédito no país. A metodologia empregada foi a elaboração de um modelo para ser avaliado teoricamente, através de uma revisão bibliográfica dos componentes necessários e que atendesse as exigências da Norma Brasileira.

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ABSTRACT

The present work analyzes the technical and economical viability of applying photovoltaic lightning systems to public urban roads. The study presents, in a objective way, all the components used in these projects and aim to develop a prototype of a renewable source illumination model, that attend to all ilumination norms and regulations related to public roads for motorized traffic. That type of photovoltaic illumination systems are not known to have being applied so far in our country. The metodology employed was the elaboration of a model to be evaluated theoretically, which started by a research of all necessary components and Brazilian’s Norma and Regulations demands.

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CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO

1.1 – APRESENTAÇÃO

O racionamento de energia elétrica, imposto pela estiagem anormal aliada

à falta de investimentos no setor ao longo de anos, em 2001, nos leva a

empreender todos os esforços possíveis para otimizar o consumo. A iluminação

pública, por suas características e padrões de funcionamento, caso adotasse –

mesmo que parcialmente – a energia solar como fonte, contribuiria de forma

significativa para a redução desta demanda. Tal solução poderia significar, a

médio ou longo prazo, uma economia em impostos, que beneficiaria inclusive os

próprios contribuintes.

1.2 - JUSTIFICATIVA

O motivo da escolha deste tema é que a economia de energia elétrica fará

parte de nossas vidas nos próximos anos e, com certeza, se prolongará por

muitos outros, pois os investimentos não realizados na área de geração de

energia ainda se farão sentir por longo tempo. A utilização de energias

alternativas, como já acontece em diversas áreas do globo, deverá ser cada vez

mais aplicada no Brasil, pois como vimos, não podemos mais depender

exclusivamente das grandes usinas (centrais) geridas pela ação governamental.

Cabe à sociedade a busca por novos caminhos.

16

1.3 – RELEVÂNCIA

As formas atuais de obtenção de energia elétrica em uso principalmente

nos países desenvolvidos – nuclear e queima de combustíveis fósseis -

encontrarão a escassez de suas fontes em poucas décadas. As reservas

mundiais de urânio, mantendo o atual ritmo de extração, esgotar-se-ão na década

de 2030. O petróleo, nas reservas conhecidas e exploradas atualmente, acabará

em 2040 e o gás natural em 2060. Apesar de que no Brasil, estas fontes não

serem as mais utilizadas para geração de energia elétrica, pois nosso potencial

hidrelétrico ainda é grande, as tecnologias de obtenção energética através de

fontes renováveis não poderão ser ignoradas. Notadamente as energias solar e

eólica serão as fontes mais utilizadas em um futuro próximo. Uma das vantagens,

entre várias outras, e a pulverização da fonte, ou seja, os sistemas podem ser

implantados próximo ou no local de consumo, evitando os custos de transmissão

e a ocorrência de black-outs.

Este trabalho poderá contribuir para a criação de diretrizes básicas. Esta

abordagem diferente, com certeza será a corrente em pouco tempo, podendo

passar a ser a nova postura em projetos urbanos.

1.4 – ESTRUTURAÇÃO (METODOLOGIA)

A metodologia empregada foi a de pesquisa dos componentes necessários

(principalmente painéis fotovoltaicos, baterias e lâmpadas) para a elaboração de

um modelo para ser avaliado teoricamente. Esta parte da pesquisa foi feita

essencialmente na Internet, buscando páginas de fabricantes e fornecedores.

Literaturas técnicas, apesar de escassas, sobre conceitos fotovoltaicos e baterias

também foram consultadas. Nesta fase também foram consultados livros e

manuais sobre dimensionamento de sistemas fotovoltaicos.

O segundo passo, foi a pesquisa dos requisitos necessários para uma

iluminação pública eficiente, segundo a norma vigente (NBR 5101), obtidos em

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estudos anteriores e em manuais especializados. Com a obtenção destes dados,

pôde-se estimar o desempenho que dever-se-ia desejar do sistema fotovoltaico.

Um modelo foi então desenhado especialmente para este fim – iluminação

pública – e dimensionado para verificar a viabilidade técnica em atender à

diversidade de situações e aos valores exigidos pela norma.

Finalmente, o modelo proposto foi orçado, assim com um equivalente do

sistema convencional para uma inevitável comparação dos custos de aquisição.

Os custos de implantação e manutenção também foram estimados em ambos os

sistemas, para verificar a viabilidade econômica do sistema a longo prazo. Os

resultados destas comparações encerram as conclusões sobre este projeto.

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CAPÍTULO II – CONCEITOS DA ENERGIA FOTOVOLTAICA 2.1 - INTRODUÇÃO 2.1.1 - O QUE SÃO CÉLULAS FOTOVALTAICAS

Em 1839 Edmond

Becquerel, cientista

francês, descobriu que a

luz solar poderia

produzir eletricidade.

Quase 50 anos depois,

Charles Fritts, inventor

americano, construiu as

primeiras células

fotovoltaicas, feitas de

selênio e cobertas com

um filme transparente

de ouro.1 As baterias para as células fotovoltaicas foram inventadas nos

Laboratórios da Bell no início dos anos 50 assim como novas células, feitas com

lâminas muito finas de silício puro, impregnadas com uma minúscula quantidade

de outros elementos. Quando exposta à luz solar, pequenas quantidades de

eletricidade são produzidas. Estas células foram principalmente uma curiosidade

de laboratório até o advento dos vôos espaciais nos anos 60, quando elas foram

empregadas por serem uma eficiente, duradoura, apesar de extremamente caras,

fonte de energia para satélites.

Fig. 1 Em 1954, a Bell Telephone Systems anunciou a invenção da Bateria Solar Bell, um passo à frente em colocar a energia solar em uso prático.

19

Desde o início dos anos 60, as células fotovoltaicas vêm, de forma lenta,

mas constante, se barateando, partindo de mais de US$ 40,000 por watt até US$

6 por watt. Utilizando a tecnologia disponível atualmente, poderíamos eqüivaler

toda a produção elétrica dos Estados Unidos, o maior consumidor mundial de

energia elétrica, utilizando apenas 33.993,59 Km² de painéis fotovoltaicos. Ou

seja, menos que 12% da área do Estado de Nevada. Parece muito, mas esta área

é menor do que a ocupada por militares naquele Estado. 2

2.1.2 - DO SOL PARA A ELETRICIDADE

Toda a energia da Terra deriva do Sol. Painéis solares recebem a energia

diretamente. Tanto a energia eólica quanto a hidroelétrica utilizam indiretamente

a energia do sol. Os recursos de carvão e petróleo, que estamos tão ocupados

em queimar hoje, representam a energia solar acumulada em um passado

distante. A cada dia, a quantidade de energia que o sol despeja sobre a Terra é

suficiente para abastecer a nossa necessidade de consumo por cinco anos,

baseando-se nos índices atuais. Melhor de tudo é que, com esta fonte de energia,

não existem custos ocultos e nenhuma sujeira para as nossas crianças no futuro.

A quantidade de energia solar que utilizamos hoje, não reduz a que utilizaremos

amanhã e depois e depois.

A energia solar pode ser utilizada de vários modos. Um dos usos mais

antigos é o aquecimento doméstico de água para banho, lavar louças e aquecer

ambientes. No final do século XX, 80% das casas no sul da Califórnia e Flórida

utilizavam painéis solares (não fotovoltaicos), de aquecimento de água. 3

Os custos da tecnologia fotovoltaica estão agora abaixo do nível que os

tornam uma escolha mais clara para os pontos mais remotos. Já são

rotineiramente utilizados às margens das rodovias em telefones de emergência e

em sinais de obras, onde os custos de cabos compensam os altos custos dos

sistemas fotovoltaicos. Mais de 100.000 residências e localidades rurais nos

Estados Unidos agora utilizam a energia fotovoltaica como principal fonte de

energia. 4

20

Fig. 2 Ilustração do esquema de funcionamento fotovoltaico

Os sistemas fotovoltaicos não possuem partes móveis e se degradam

muito lentamente, tanto que sua vida útil ainda não foi determinada, mas pode ser

mensurada em décadas. Em muitos casos a garantia de fábrica é de 10 anos,

mas alguns fabricantes oferecem mais de 25 anos.4

2.1.3 - EXPLICAÇÃO TÉCNICA DAS CÉLULAS FOTOVOLTAICAS

Uma única célula fotovoltaica é uma

simples pastilha semicondutora, geralmente

feita de silício altamente purificado. A

pastilha é revestida de um lado com átomos

que produzem um excedente de elétrons e

do outro lado com átomos que produzem

um déficit de elétrons. Isto cria uma

diferença de voltagem entre os dois lados

da pastilha. Contatos metálicos são

colocados unindo os dois lados da pastilha.

Quando a pastilha é bombardeada pelos

fótons da luz solar, os elétrons restaurados pelos átomos do silício são

enviados para um lado da pastilha pela diferença de voltagem. Se um circuito

externo for conectado aos contatos, os elétrons têm um caminho para voltar de

onde vieram e uma corrente flui através do circuito. As células fotovoltaicas agem

como uma bomba de elétrons. O volume da corrente é determinado pelo número

de elétrons que os fótons solares restituem aos átomos do silício, assim como

pelo tamanho da célula, a quantidade de luz recebida pela célula e a eficiência da

célula.4

A maioria das células solares de silício mede por volta de 5 cm de

diâmetro, e espessura de 0,3 à 0,5 mm. A tendência é para maiores diâmetros.

Em 1975, folhas de 7 cm estavam na linha de produção piloto e folhas de 10 cm

estavam em desenvolvimento. Uma célula de 5 cm de diâmetro com uma área

aproximada de 20 cm² tem em pleno sol, rendimento de 15% e na temperatura

coletorcoletorcoletorcoletor

bateriabateriabateriabateria painel posteriorpainel posteriorpainel posteriorpainel posterior

treliça de silíciotreliça de silíciotreliça de silíciotreliça de silício

zona limitezona limitezona limitezona limite

furo de migraçãofuro de migraçãofuro de migraçãofuro de migração

fótonsfótonsfótonsfótons

elétronelétronelétronelétron nnnn

pppp

21

ambiente, uma potência de 0,3 W a menos de 0,5 V. Uma célula de 10 cm (~80

cm²) gera cerca de 1,2 W sob as mesmas condições. 5

2.2 - GENERALIDADES

2.2.1 - EFICIÊNCIA

Em média, o sol fornece 1.000 watts por metro quadrado (1 KW/m²) ao

meio-dia, em um dia claro e ao nível do mar. Isto é definido como sol pleno (full

sun) e é o padrão para a normatização e comparação dos módulos. Isto seria,

uma quantidade ideal, mas fatores, que analisaremos posteriormente, como

poeira, poluição, vapores d’água, variações climáticas, altitude e temperatura

afetam a potência que os painéis recebem. Por exemplo, a erupção de um vulcão

nas Filipinas (o Pinatubo), causou uma redução entre 10 e 20% na luz solar, em

todo o mundo, por alguns dias. 6

Os painéis solares não convertem 100% da energia que recebem em

eletricidade. Com a tecnologia atual, esta conversão está na ordem de 11 à 15%

para células simples e multicristalinas e 6 à 8% para as amorfas.6 Taxas de

conversão muito mais altas são conseguidas em laboratório com células

experimentais feitas com elementos raros e secretos. Mas são muito caros para

uma produção comercial.

Quanto às baterias, uma grande perda também ocorre. A indústria

padronizou a saída dos módulos com uma carga de 12 V. isto significa que os

módulos têm que produzir de 14 à 18 V, uma vez que a fonte de voltagem deve

sempre ser maior que a carga efetiva da bateria. Esta voltagem foi adotada por

ser relativamente segura e adequada aos padrões automobilísticos.

Módulos podem ser ligados em paralelo ou em série, assim como as

células o são, para se alcançar qualquer outra saída desejada. Os painéis são

modulares para permitir o crescimento ou a modificação, quando o sistema assim

o necessitar. Módulos de tecnologias e idades diferentes podem ser mesclados

22

sem maiores problemas, desde que a diferença de voltagem entre eles não

ultrapasse 1,0 V. 6

2.2.2 - LONGEVIDADE DE UM PAINEL SOLAR

Um painel solar pode durar por muito tempo. O quanto, ainda não

sabemos. Os mais antigos já operam há 30 anos e ainda estão com rendimento

bom. A taxa de depreciação em testes de durabilidade, apontam de 0,5 à 1% ao

ano para módulos de tecnologia simples ou policristal. A primeira geração de

amorfos se degradou mais rápido, mas foram tantos os melhoramentos, que sua

durabilidade está se aproximando da durabilidade dos de silício simples. A

garantia destes produtos, dadas pelos fabricantes, chega de 10 à 20 anos de

funcionamento. É bom lembrar que estes painéis só operam plenamente em torno

de 6 à 8 horas por dia, o que perduraria a sua existência por 60 ou 80 anos! 6

2.2.3 - MANUTENÇÃO

Sem partes móveis, os painéis são praticamente livres de manutenção.

Basicamente resume-se à limpeza. Caso não haja chuvas regulares, ou dejetos

de pássaros que sujem os painéis, basta lavá-los com uma mangueira, mas

nunca com os painéis quentes, pois um choque térmico, teoricamente, poderá

quebrar o vidro. O ideal é que isto seja feito pela manhã ou no final da tarde.6

A questão é: com qual freqüência os painéis solares devem ser limpos?

Este problema é particularmente importante em áreas remotas, onde é altamente

desejável instalar sistemas livres de manutenção por um ano ou mais. A

experiência ganha em painéis terrestres é encorajadora a este respeito. Os

painéis instalados num telhado em Washington por um ano, mantiveram seu

desempenho total, sem limpeza. Os painéis instalados na praia na enseada de

San Diego foram limpos em intervalos variando de um a três meses, mas nunca

indicaram uma queda de potência de mais de 5% devida à poluição ou à maresia.

Os painéis solares não precisam ser mantidos opticamente limpos: a menos que

sejam instalados num local onde possam ser cobertos por camadas opacas de

23

poeira ou neve, a contaminação tem pouco efeito no desempenho. Muito embora

as superfícies sujas difundam a luz do sol, absorvem pouco de sua energia, e as

células solares continuam a funcionar sob luz difusa.5 Deve-se entretanto evitar

que a localização dos painéis exponha-os à poluição excessiva, pois a redução no

desempenho pode ser pequena, mas não é desprezível, como veremos

posteriormente.

2.2.4 - TEMPO DE RETORNO

No princípio, dizia-se que os módulos nunca chegariam a produzir energia

suficiente para compensar os investimentos, mesmo que trabalhassem durante

toda a sua vida útil. Era verdade, quando os transistores eram novidade e os

painéis eram utilizados exclusivamente em naves espaciais. Em informações de

cortesia dos fabricantes,6 o retorno ocorre dentro de 1,4 à 10 anos, dependendo

do tipo de módulo, condições climáticas e outros fatores, como acessibilidade à

energia convencional, para sistemas domésticos. Mas provavelmente, a julgar

pelas fontes, estas estimativas tendem a ser otimistas.

24

CAPÍTULO III – HISTÓRICO DA ENERGIA FOTOVOLTAICA

3.1 – NO MUNDO O efeito fotovoltaico, relatado por Edmond Becquerel, em 1839, marcou o

início da tecnologia fotovoltaica, mas fatos anteriores foram importantes para sua

aplicação subseqüente. Os eventos relacionados à evolução desta tecnologia

estão listados no quadro evolutivo abaixo, em escala aproximada temporal: 12

1800 Descoberta do Selênio (Se) por Berzelius

1820 Preparação do Silício (Si) por Berzelius

1840 Efeito Fotovoltaico por Becquerel

1860 Efeito Fotocondutivo no Selênio por Smith Retificador do Ponto de Contato por Braun

1880 Efeito Fotovoltaico no Selênio por Adams & Day Células Fotovoltaicas de Selênio por Fritts & Uljanin

1900 Fotosensitividade em Cu-Cu2O por Hallwachs

1910 Efeito Fotovoltaico com Barreira de Potencial por Goldman & Brodsky Monocristal a partir do Silício Fundido por Czochralki

1920 Retificador de Cu-Cu2O por Grondahl Célula Fotovoltaica de Cu-Cu2O por Grondahl & Geiger

1930 Teoria de Bandas em Sólidos por Strutt, Brillouin & Kronig Teoria das Células com Barreiras V e H por Schottky et al

1940 Teoria da Difusão Eletrônica por Dember Aplicações Fotométricas por Lange

1950 1% de Eficiência em Células de Sulfeto de Tálio (Ti2S) por Nix & Treptow Crescimento de Células Fotovoltaicas com Junção (Oh1)

1955 Teoria de Junções p-n por Shockley Junções p-n Difundidas por Fuller

1960 Célula Solar de Silício por Pearson, Fuller & Chapin Célula Solar de CdS por Reynolds et al

1961 Teoria de Células Solares por Piann & Roosbroeck / Prince

25

1962 O “Bandgap” e a Eficiência das Células por Loferski, R. & W 1964 Teoria da Resposta Espectral, Mecanismos de Perdas por Wolf 1966 Efeitos de Resistência em Série por Wolf & Rauschenbach 1968 Células de Silício n/p Resistentes a Radiação por Kesperis & M. 1970 Contatos Evaporados de Ti-Ag (BTL) 1973 Células Violetas, com 15.2% de eficiência 1980 Células de Silício Amorfo 1992 Células MIS, de 24% Inicialmente, o desenvolvimento da tecnologia apoiou-se na busca, por

empresas do setor de telecomunicações, de fontes de energia para sistemas

instalados em localidades remotas. O segundo agente impulsionador foi a “corrida

espacial”. A célula solar era, e continua sendo, o meio mais adequado para

fornecer a quantidade de energia necessária para longos períodos de

permanência no espaço, pelo seu custo e peso. Também como uso espacial, a

necessidade de fornecimento de energia para satélites, impulsionou o

desenvolvimento das células solares.

Na década de 1970, mais precisamente na crise do petróleo em 1973, o

interesse em aplicações mais convencionais foi despertado, mas para que

pudesse se tornar viável, tornar-se-ia necessário uma redução nos custos da

ordem de 100 vezes em relação aos custos da época. Nesta busca, o perfil das

empresas envolvidas em pesquisa e desenvolvimento desta tecnologia, mudou,

destacando-se empresas de energia, inclusive petrolíferas.

No final desta mesma década (1978), a produção já havia ultrapassado a

marca de 1MW ao ano e 20 anos depois (1998) a produção mundial alcançou os

150 MW ao ano. As células de silício (material mais abundante na crosta

terrestre) foram as mais produzidas sob diversas formas: monocristalino,

policristalino e amorfo. A busca por materiais alternativos é intensa e concentra-se

na área de filmes finos, onde o silício amorfo se enquadra. A tecnologia destas

células tecnologia, além de utilizar menor quantidade de material do que as

cristalinas, requerem menor quantidade de energia no processo de fabricação. 12

3.2 – NO BRASIL

26

No Brasil, a utilização de novas formas de energia renovável tomou maior

ímpeto após a realização da Conferência das Nações Unidas sobre Meio

Ambiente e Desenvolvimento, conhecida como Rio 92. Desde então, foram

implantadas mais de 250 KW de sistemas fotovoltaicos a partir de doações

internacionais e com apoio de centros de pesquisa, concessionárias de energia e

governos estaduais que garantiram a contrapartida para montagem, instalação e

aquisição de equipamentos periféricos. Na maior parte dos casos, as

concessionárias assumiram, num primeiro momento, a responsabilidade pela

operação e manutenção e reposição dos sistemas. Essas experiências serviram

para demonstrar a viabilidade técnica dessas alternativas para atendimento das

necessidades energéticas de certos nichos, em particular o meio rural e as áreas

pródigas de recursos renováveis locais. 8

Em abril de 1994, os Ministérios das Minas e Energia (MME) e da Ciência e

Tecnologia (MCT) organizaram um encontro para Definição de Diretrizes visando

o Desenvolvimento de Energias Solar e Eólica no Brasil. Neste, foram levantadas

uma série de ações visando identificar mecanismos e propor mudanças de

políticas governamentais que permitissem a disseminação do uso dessas formas

de energia. Foi recomendado o estabelecimento de um Foro Permanente

(instalado em outubro de 1994) para assegurar a implementação das diretrizes e

a criação de Centros de Referência para as diversas tecnologias que vieram a se

materializar, entre eles os Centros de Referência em Energia Solar e Eólica –

CRESESB.

O setor privado também se organizou e criou, em novembro de 1994, a

Associação Brasileira de Empresas de Energia Renovável e Eficiência Energética

– ABEER, formada por representantes de empresas que atuam nesses

segmentos no país. Subseqüentemente, foi criado, em 22 de dezembro de 1994,

por meio de Decreto Presidencial, o Programa de Desenvolvimento Energético de

Estados e Municípios (PRODEEM), com o objetivo de prover energia básica as

comunidades remotas, não assistidas pela rede elétrica a instalar, sobretudo,

sistemas fotovoltaicos para eletrificação de serviços comunitários (poços, centros

de saúde, escolas, creches, etc.). Não contando com recursos orçamentários em

27

seu primeiro ano de existência, o programa foi implantado com o apoio da

Petrobras, Eletrobrás, CEPEL e Furnas e de uma estrutura descentralizada de

coordenação com o nível estadual, iniciando o estabelecimento de parcerias com

os demais órgãos governamentais e com o setor privado. Nas cinco fases do

Programa que se seguiram, foram adquiridos, por meio de licitações

internacionais, mais de 3 MW em sistemas fotovoltaicos. A tabela 1 mostra o

volume de sistemas instalados que, segundo dados do Programa, vieram a

beneficiar 403.000 pessoas em 2.100 comunidades. No momento, o programa

passa por uma fase de transição (ver situação atual na tabela 2), buscando atrelar

seu caráter assistencialista a estratégias de mercado, alavancando os recursos

orçamentários disponíveis e implementando projetos produtivos ou áreas com

maiores concentrações de sistemas residenciais. 8

Outras iniciativas de uso da energia solar fotovoltaica que merecem

destaque estão sendo coordenadas por várias concessionárias de energia. A

CEMIG, do estado de Minas Gerais, implantou um modelo no qual é cobrada uma

tarifa para cobrir parte dos custos de atendimento aos domicílios isolados, sendo

a outra parte dos investimentos coberta pela obrigatoriedade de alocação de parte

de seus lucros em programas sociais. Dentro dessa sistemática, já foram

implantados 500 sistemas residenciais e a meta é atingir 5.000 nos próximos dois

anos. A COPEL, no estado do Paraná, vem incorporando os sistemas renováveis

solares como uma opção de seu programa de eletrificação rural e a CESP, no

estado de São Paulo, implantou um projeto piloto em que é cobrada uma tarifa

pelo serviço prestado a sistemas residenciais solares. 8

Sistemas energéticos fotovoltaicos

Sistemas de bombeamento fotovoltaicos

Sistemas fotovoltaicos de

iluminação pública

N.º de sistemas

Potência instalada

N.º de sistemas

Potência instalada

N.º de sistemas

Potência instalada

Fase 1 190 87 KW 54 78 KW 137 7.5 KW Fase 2 387 200 KW 179 211 KW 242 17 KW Fase 3 677 419 KW 176 173 KW Fase emergencial 800 235 KW Fase 4 1660 972 KW 1240 696 KW Fase 5 3000 2172 KW

Tab. 1 - PRODEEM: número de sistemas e potência instalados. 9

28

A estimativa do Grupo de Energia Solar da Universidade de São Paulo é de

que existam 6 MW instalados em sistemas fotovoltaicos no Brasil, distribuídos

entre sistemas comunitários, com preponderância dos sistemas fornecidos pelo

PRODEEM. 10

O PRODEM, tem seu escopo de atendimento a um mercado potencial de

cerca de 100.000 comunidades não assistidas no País. A meta para 1999, dentro

do programa Brasil em ação, foi de 2.000 comunidades e 400.000 pessoas

atendidas. Até o final deste ano o Programa atendeu cumulativamente 4.000

comunidades beneficiando mais de 800.000 pessoas. Para 2000, estavam

previstas mais de 3.000 comunidades, com recursos da ordem de

R$ 30.000.000,00, embora o Programa deva passar por uma transformação com

a redefinição de um Plano de Ação que especificou como metas:

a) A elevação da capacidade de atendimento para a faixa de 10 a 15 mil

comunidades/ano;

b) Estímulo à formação de um mercado de fornecimento de serviços de

energia, a partir de fontes renováveis descentralizadas, para o meio rural,

visando o envolvimento do setor privado nas aplicações residenciais e

produtivas;

c) A viabilidade da efetiva transferência de novas tecnologias, utilizando a

escala do mercado brasileiro como vetor de sua aplicação competitiva no

País. 9

FASE INÍCIO SITUAÇÃO ATUAL

1 Jun. / 1.996 Instalado e em operação. Número razoável de sistemas sem funcionar. Fim da vida útil das baterias.

2 Mar / 1.997 Instalado e em operação.

3 Nov / 1.997 Instalado e em operação.

Emergencial Out. / 1.998 Parcialmente instalado. Problemas de corrosão nas bombas.

4 Set / 1.999 Instalado. Problemas de corrosão nas bombas.

5 Dez / 2.001 Entrega dos equipamentos marcada para meados de 2002.

Tab. 2 - Estágio atual de evolução das fases descritas na tabela anterior. 9

29

Hoje, no Brasil, existem diversos fundos que podem ser aplicados em

projetos de energia renovável. Alguns são nacionais, como o BNDES, sua

subsidiária BNDESPAR, o FAT, o FS, o Fundo de Desenvolvimento Tecnológico

da Eletrobrás, a CCC (Conta de Consumo de Combustíveis), o Banco do

Nordeste do Brasil além do PRODEEM, já citado anteriormente. Dentre os

internacionais, destacam-se o Banco Mundial de Reconstrução e

Desenvolvimento (BIRD), o Energy Sector Management Program (ESMAP), o

International Finance Corporation (IFC), o Global Environment Facility (GEF) e o

Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID). Já dentre os fundos externos

existentes ou em implantação estão o EEAF (Environmental Enterprises

Assistance Found), a E&Co, a Sustainable Energy Initiative (SEI), o REEF

(Renewable Energy and Efficiency Found) e o Solar Development Corporation

(SDC). 10

3.3 – HISTÓRICO DO DESENVOLVIMENTO DAS CÉLULAS DE S i Entre os desenvolvimentos recentes nos processos de produção para

células comerciais de Si estão as tecnologias de fita de Si (Ribbon), o

confinamento magnético para o crescimento dos cristais de Si (MCz growth), o

corte de células com fio contínuo diamantado, o melhor controle sobre o

tratamento superficial (etching) das células e os contatos metálicos enterrados

(BCSB – Buried Contact Solar Cells). Alguns destes progressos já são

empregados por determinados fabricantes para produção comercial. 12

Pesquisas em nível de laboratório também tem sido feitas na busca de

aumentar a eficiência nas células de silício, empregando processos complexos e

inicialmente difíceis de serem reproduzidos em larga escala a custos

comercialmente razoáveis. Tais experimentos produziram altos rendimentos para

as células de silício, como mostra a tabela 3 a seguir:

30

TECNOLOGIA DESENVOLVIM. EFICIÊNCIA

Célula Negra 1974 - 1983 17%

Célula MIS (Metal Insulator Semiconductor) 1983 - 1984 18%

Célula PESC (Passivated Emitter Solar Cell) 1984 – 1986 20%

Célula de Contacto Pontual (Point Contact Solar Cell) 1987 - 1988 20%

Célula PERL (Passivated Emitter AND Rear Locally Difused) 1989 - 1993 22,3%

Célula PERF (Passivated Emitter and Rear Floating Junction) A partir de 1994 24%

Um desafio paralelo para a indústria fotovoltaica é o desenvolvimento de

acessórios e equipamentos complementares para sistemas fotovoltaicos, com

qualidade, confiabilidade e vida útil comparáveis aos painéis solares. Sistemas de

acumulação de energia (baterias) têm recebido grandes impulsos no sentido de

aperfeiçoamento e redução de custos.

Tab. 3 – Desenvolvimento das células solares de Si em laboratório. 12

31

CAPÍTULO IV – COMPONENTES PRINCIPAIS 4.1 - PAINEL FOTOVOLTAICO 4.1.1 - TIPOS DE PASTILHAS FOTOVOLTAICAS

a) Fotopilhas de silício

Atualmente, o silício é o mais importante material semicondutor para

conversão fotovoltaica da energia solar; também é o material básico para toda a

indústria eletrônica. O tipo mais eficiente é o monocristalino, onde as pastilhas

são redondas, por serem feitas de fatias que são cortadas de hastes

monocristalinas, ao serem puxadas na fusão. A estrutura mostrada na figura 3

está em amplo uso, mas são possíveis modificações. Por exemplo, a espessura

pode ser reduzida a 50µm, a camada anti-refletora pode ser suprimida, por razões

de custo, a polaridade da voltagem pode ser revertida usando uma junção pn ao

invés de np. Outros materiais dopantes também podem ser empregados. 1

Fig. 3 - Esquema de seção reta de uma célula solar convencional de silício monocristalino

32

Os rendimentos atingidos hoje com as células comerciais de silício estão

entre 11 e 15%. Em escala de laboratório, após melhorias visando sua

otimização, obtém-se um rendimento entre 17 e 19%, nível próximo ao máximo

teórico.2 É razoável esperar que as células comerciais se beneficiarão deste

trabalho, e que células de 15 a 16% de rendimento estarão no mercado num

futuro próximo.

b) Fotopilhas de sulfeto de cádmio

Depois do silício, o material que atraiu mais do esforço internacional de

pesquisas foi o sulfeto de cádmio (CdS) que exibe bons rendimentos de

conversão quando empregado em associação com o sulfeto de cobre (Cu2S)

como heterojunções CdS-Cu2 S. em 1974, a produção comercial de células

solares de CdS foi projetada pela primeira vez. A tecnologia a ser empregada é

uma célula de parede frontal. Consiste de um substrato no qual uma camada de

CdS de 20µm é evaporada com uma película de Cu2S em cima. O todo é

hermeticamente selado numa cápsula de vidro. 5

No esquema da Fig. 4, diferente do descrito anteriormente, uma placa de

vidro é empregada como substrato. Por meio de pulverização química, uma

camada transparente condutora de óxido de estanho, uma camada de CdS e,

finalmente, uma camada de Cu2S são depositadas em etapas sucessivas. A

Fig. 4 Esquema de seção reta através de uma célula solar de baixo custo de sulfeto cádmio

33

espessura de todas as três camadas não excede 3 µm. A célula destina-se a

retroiluminação, isto é, a luz deve primeiramente cruzar o substrato de vidro e o

volume da camada semicondutora antes de atingir a camada de barreira, ou

junção. Este tipo de estrutura é chamado célula de parede posterior.

As células de CdS são consideradas particularmente promissoras para

obtenção de células de baixíssimo custo, necessárias para a conversão

fotovoltaica em grande escala. Primeiramente, implicam baixíssimo consumo de

material, porque a camada é extremamente fina: uma fotocélula de CdS é um

exemplo típico de célula de película fina (thin film). Segundo, são feitas de

material policristalino, e podem ser depositadas sobre substratos baratos como o

vidro.

As voltagens de circuito aberto estão na faixa de 400 a 500 mV, inferior às

das células de silício. As correntes de curto-circuito são comparáveis àquelas

observadas nas células convencionais de silício. O rendimento máximo obtido no

laboratório está entre 8 e 8,5%, mas um rendimento de 5% é mais típico das

unidades até agora em funcionamento. Seu rendimento máximo teórico está entre

11 e 14%.

c) Fotopilhas de arseneto de gálio

Um terceiro tipo de célula é a de arseneto de gálio (GaAs). Na forma de

películas finas policristalinas, o GaAs tem pobre desempenho, mas usado na

forma monocristalina, como as atuais células de silício, altos rendimentos de

conversão podem ser atingidos. Rendimentos de 23% já foram demonstrados a

um fator de incidência solar de 1.000 W/m², sendo seu rendimento máximo teórico

de 27%. Por causa de suas propriedades físicas, o GaAs aproxima-se do ótimo

para materiais de células solares. Devido ao seu elevado coeficiente de absorção

para a luz visível, toda a luz é absorvida numa camada superficial com não mais

de 1 µm de espessura. No entanto, o consumo de material por unidade é

consideravelmente maior do que para as células de CdS, por ser necessário um

substrato monocristalino de GaAs. O arsênico é um elemento raro e dispendioso,

que com elevada pureza, custa cerca de US$ 0,70/g. o gálio, com pureza elevada

34

custa cerca de US$ 5/g, tornando-se impróprio para células solares de baixo

custo.

Uma vantagem deste tipo de célula é poder trabalhar sob altas

temperaturas, pois a sua perda de desempenho é bem menor que as células de

silício ou de gálio (ver fatores de perdas).

4.1.2 - MONTAGEM DOS PAINÉIS FOTOVOLTÁICOS

Os módulos comerciais atuais são chapas espessas, comparados à

espessura e peso de chapas de vidro do mesmo tamanho. As células de silício

montadas são frágeis, e devem ser protegidas de ambos os lados. Isto se

consegue inserindo-as num sanduíche entre um substrato e uma camada

protetora frontal. O coeficiente de dilatação térmica dos materiais protetores,

frontal e posterior, devem ser iguais e compatíveis com os das células e da cola.

O vidro e o plástico são os materiais mais usados atualmente. A camada protetora

deve proteger da umidade e de outros elementos reativos da atmosfera; não deve

se degradar sob a influência da componente ultravioleta do espectro solar.

Contrariamente à maioria dos plásticos, o vidro é impermeável, não degradável,

Fig. 5 Esquema de seção reta de uma célula solar de GaAs.

35

mas deve ser aplicado com uma cola que possa ser degradável. Os polímeros

sem vidro convêm unicamente se resistem à radiação ultravioleta, e se o silício e

outros materiais que protegem foram tratados para resistir à corrosão. Esta

solução é atraente pois os plásticos são mais leves que o vidro; devem, portanto,

ser escolhidos com cuidado, pois alguns tipos podem perder sua transmissividade

à luz e sua força de tensão elástica após uma longa exposição à atmosfera e à

radiação solar. Uma solução consiste em encapsular as pilhas com polímeros

que, por sua vez, são protegidos contra a radiação ultravioleta por uma fina chapa

de vidro que absorve os raios ultravioleta além de um comprimento de onda de

cerca de 300 µm.

4.1.3 – DISTRIBUIÇÃO DAS CÉLULAS/PAINÉIS PARA A SAÍDA DESEJADA

Para maior potência e/ou maior voltagem, um certo número de células deve

ser associado num painel. Por exemplo, para dobrar a voltagem, duas células são

ligadas em série unindo-se o contato negativo de cima da célula 1 ao contato

positivo posterior da célula 2 por meio de uma chapinha ou fio. Para dobrar a

potência, sob voltagem constante, os dois contatos frontais são reunidos para a

saída negativa, e os dois contatos posteriores para a saída positiva. Quando se

deseja baixa potência e alta voltagem, as células podem ser cortadas em peças

de mesma superfície e conectadas em série. Ligando várias células em paralelo e

em série, é possível gerar qualquer potência a qualquer voltagem. 5

A prática geral não é construir um gerador solar com um painel, mas dividir

o alinhamento num número de painéis de igual voltagem e potência. Para

aplicações variadas, pode-se projetar módulos-padrão que satisfaçam as

restrições específicas. Como na prática atual apenas voltagens-padrão são

usadas, assim como 1,5 V, 6 V, 12 V, 24 V, 48 V, as quais são múltiplas umas

das outras, os módulos fotovoltaicos devem ser projetados para se conformar a

alguns destes padrões. Qualquer demanda específica de potência pode ser

satisfeita ligando-se um número adequado de módulos em série e em paralelo. A

padronização por desenho modular simplifica o processo de produção e

proporciona considerável flexibilidade aos sistemas de potência fotovoltaicos;

36

também a produção e aferição automáticas do processo da manufatura são

facilitadas.

Módulo de 36 células em série tem se tornado o padrão para a produção

industrial de grande potência. O módulo é, conforme descrito anteriormente,

encapsulado com vidro temperado (ou outro material transparente) na face frontal,

e com um material protetor, à prova d’água, na face de trás. Os lados são selados

de forma a resistir ao tempo e uma moldura de alumínio fecha o conjunto que se

torna uma unidade montável. Uma caixa de junção ou fios, provêem as conexões

elétricas geralmente encontradas no fundo dos módulos. Não foram registrados

pelas indústrias do setor nos últimos anos, problemas no encapsulamento na face

de vidro dos módulos.

4.1.4 - TIPOS COMERCIAIS DE CÉLULAS FOTOVOLTÁICAS DE SILÍCIO

a) Cristal simples (single crystal)

É a técnica mais antiga e cara, mas

ainda é a tecnologia mais eficiente em

conversão da luz solar disponível.

Grandes cilindros de puro cristal de silício

são dilatados em um forno e então

fatiados em pastilhas, revestidos e

montados. É o mesmo processo utilizado

na produção de transistores e circuitos

integrados, portanto o processo é bem

desenvolvido, eficiente e limpo. Cristais de

silício são caracteristicamente azuis

(porque eles absorvem todas as outras

cores), e uma célula se assemelha a um

vidro azul escuro.11

b) Multicristalino (ou policristalino)

Fig. 6 Painel de cristal simples ou monocristalino.

37

Nesta técnica, as partes

menos monolíticas são expandidas

ou moldadas e então fatiadas em

pastilhas de um grande bloco de

silício multicristalino. A sua

eficiência na conversão é

ligeiramente inferior se comparada à

do cristal simples, mas o processo é

menos exigente portanto, os custos

de fabricação são menores.11

c) Amorfo (ou Thin Film)

O silício é vaporizado e

depositado no vidro ou em aço

inoxidável. A produção deste tipo de

tecnologia é mais barata que os

outros métodos, mas as células

também são menos eficientes,

resultando na necessidade de maior

espaço. Com os métodos de

produção iniciais, os produtos tendiam a perder mais de 50% da intensidade de

saída; hoje esta perda de potência já foi reduzida para algo em torno de 10 a

15%. Estas células são quase negras. Diferentemente dos outros módulos, como

o vidro utilizado no tipo amorfo não é temperado, a fragilidade torna-se mais um

problema. Vidros temperados não podem ser aplicados neste processo de

potencialização de alta temperatura. Se a camada de potencialização for de aço

inoxidável e um envidraçamento flexível for utilizado, isto resultará em módulos

flexíveis. 11

d) Outros

Painéis fotovoltaicos também podem ser comercializados em formas

menos convencionais, de modo a não interferirem na arquitetura, integrando-se à

edificação a qual atendem. Desta forma, a estética é mais importante que a

Fig. 7 –Painel multicristalino

Fig. 8 Painel amorfo

38

eficiência. São “painéis” que

podem ser utilizados como

telhas (Fig. 9) ou como vidros

(Fig. 10). Nestes casos as

edificações são projetadas

especificamente para recebê-los

evitando o aspecto de

“improviso” costumeiramente

associado aos painéis

convencionais. Tal associação

também decorre do fato de a

direção e a inclinação dos painéis

convencionais ser escolhida em

função da máxima radiação solar,

que salvo raras coincidências, é

diferente da orientação da

edificação. Na maioria dos casos

em que estes sistemas “não

convencionais” são aplicados, a

orientação dos painéis é definida

buscando-se um bom (não ótimo)

posicionamento relativo ao sol

mas sem criar inconvenientes

para o conjunto arquitetônico.

Tais sistemas não serão alvo de nosso estudo por destinarem-se a

edificações, mas em uma visão mais abrangente, a utilização de telhas metálicas

em quiosques na orla poderia suprir os mesmos de energia elétrica. A colocação

de “pergolados” cobertos com vidros fotovoltaicos, sob o qual poderiam ser

colocados mesas e cadeiras, poderiam aumentar a geração. Mas isto é outra

história.

Fig. 9 Telhado metálico fotovoltaico

Fig. 10 “Photovoltaic Vision Glass”

39

4.1.5 - NOVA TECNOLOGIA FOTOVOLTAICA

A tecnologia do filme fino (thin film) oferece a melhor esperança para a

redução de preços no futuro. Este milênio trará inúmeros avanços nas tecnologias

voltadas para a fabricação do thin film que prometem aumentar a eficiência

(ocupar menos espaço) e reduzir os custos. Na face inferior, os módulos de thin

film tem apresentado problemas de degradação a longo prazo, segundo as

indústrias do setor. O desafio é produzir um módulo desta tecnologia que não se

estrague quando exposta à luz solar, e que seja de baixo custo.

O primeiro destes é o módulo de junção tripla, que se tornou disponível em

1997. Ao invés da usual utilização de simples junção das camadas p e n, este

sistema – o Uni-Solar – é composto de uma junção de 3 camadas sensíveis ao

espectro de luz. Isto eleva substancialmente a saída da célula amorfa. Testes

iniciais foram muito encorajadores, mas a durabilidade ainda é uma questão

aberta. Os fabricantes pensam em algo em torno de 20 anos.

Em 1998, novas versões de módulos de silício policristalino foram lançadas

no mercado, ambas com redução nos custos de fabricação, através da redução

de fatiamentos e perdas do cilindro de silício, caso este cilindro seja feito na

medida precisa. Como um produto policristalino, a durabilidade não é problema.

Melhoramentos na tecnologia de thin film também estão sendo feitos,

através da introdução de novos elementos no revestimento das células. São

elementos como índio e gálio (CIGS – Siemens Solar) ou cádmio (CdTe – BP

Solar, Golden Photon, Solar Cells, etc.) e outros diversos. Quando estes produtos

chegarem ao mercado é que teremos uma noção de sua durabilidade. 6

4.2 – SISTEMAS DE CONTROLE 4.2.1 – CONTROLADORES DE CARGA Estes são incluídos nos sistemas fotovoltaicos, com os objetivos básicos de

facilitar a máxima transferência de energia do arranjo fotovoltaico para a bateria

40

(ou bancos de baterias) e protegê-la (lo) contra cargas e descargas excessivas,

aumentando consequentemente, a sua vida útil.

Controladores de carga são componentes críticos em sistemas

fotovoltaicos isolados, pois, caso venham a falhar, a bateria ou a carga poderão

sofrer danos irreversíveis. Eles devem ser projetados considerando-se as

especificidades dos diversos tipos de bateria, como veremos mais adiante. O

controlador projetado para uma bateria chumbo-cálcio selada pode não carregar

eficientemente uma bateria chumbo-antimônio não selada, por exemplo.

Pequenos sistemas de cargas estáveis e contínuas podem ser projetados

para operarem sem um controlador de carga, desde que a tensão entregue pelo

arranjo seja compatível com a tensão da bateria. No entanto, como ocorre na

grande maioria dos casos o controlador é indispensável e sua utilização permite

uma otimização no dimensionamento do banco de baterias e um maior nível de

proteção contra um aumento excessivo de consumo.

Os controladores devem desconectar o arranjo fotovoltaico quando a

bateria atinge carga plena e interromper o fornecimento de energia quando o

estado da carga da bateria atinge um nível mínimo de segurança. Alguns

controladores também monitoram o desempenho do sistema e acionam alarmes,

quando ocorre algum problema. Para melhorar o desempenho do controlador de

carga, pode-se ainda acoplar a ele um sensor de temperatura de forma a

compensar o efeito da variação da temperatura nos parâmetros das baterias. 12

No momento de se especificar um controlador de carga, primeiro é

importante saber o tipo de bateria a ser utilizada e o regime de operação do

sistema. A seguir, determina-se tensão e corrente de operação do mesmo. É

importante escolher um controlador com as mínimas características necessárias,

senão, optar-se-á por um produto mais caro e adicionando maior complexidade

ao sistema.

41

Os tipos de controladores de carga diferem em função da grandeza

utilizada para o controle: tensão (V), carga (i) ou densidade do eletrólito. Os mais

comuns baseiam-se na tensão instantânea dos terminais da bateria, que é

comparada a dois limites. Para baterias chumbo-ácido, a 25ºC, no limite superior

(2,3 a 2,5 V / célula) desconecta a bateria do arranjo, pois entende-se que esta já

estará carregada. No limite inferior (1,9 a 2,1 V / célula) a carga será

desconectada da bateria, pois esta já estará descarregada em sua máxima

profundidade.

Podem se diferir também pela forma que o controlador utiliza para

desconectar o painel da bateria. Sob este aspecto podem ser classificados com

shunt ou série. O shunt por consumir menos energia, é o mais utilizado.

A maioria dos controladores dispõe de uma proteção contra corrente

reversa, para impedir, durante a noite, o fluxo de corrente da bateria para os

painéis, quando a tensão do circuito aberto do arranjo é inferior à tensão da

bateria.

4.2.2 – INVERSORES Os painéis fotovoltaicos geram para as baterias, tensão em corrente

contínua (CC). As baterias também fornecem, para a lâmpada (objetivo deste

estudo) CC. Como será visto posteriormente, as lâmpadas mais adequadas para

iluminação pública não são encontradas no Brasil em CC, mas em CA (corrente

alternada). Os inversores cumprem a função de transformar a CC fornecida

pela(s) bateria(s) em CA. Também são conhecidos como “conversores CC-CA”.

4.3 - BATERIAS 4.3.1 - CONCEITO

42

As baterias são o segundo

componente mais importantes num sistema

fotovoltaico, depois dos painéis solares, pois

são responsáveis pelo fornecimento de

energia elétrica quando o sol deixa de suprir

o sistema, ou quando este é concebido para

operar a noite, sendo este o nosso caso. As

baterias podem ser classificadas como

sendo primárias ou secundárias. As

primárias são aquelas descartáveis, e as

secundárias aquelas que podem ser recarregadas. Estas últimas são aquelas que

apresentam uma constituição química que permite reações reversíveis. Com o

auxílio de uma fonte externa, no nosso caso a eletricidade convertida pelos

painéis solares, pode-se recuperar a composição química inicial e deixá-la pronta

para um novo ciclo de operação.

De acordo com o gráfico 1, para a identificação do tipo de bateria

adequado em função da solicitação do sistema, podemos concluir que para a

utilização em iluminação através de fonte solar, a mais adequada é a secundária.

Gráf. 1 Campos de aplicação para os diferentes tipos de baterias. 14

Fig. 11 Bateria

43

Tal comparação é até desnecessária, visto que a proposta dos painéis

fotovoltaicos é a alimentação das baterias do sistema, portanto, operando em um

sistema recarregável.

Tal consulta ao gráfico pode apenas validar a escolha do sistema

secundário como o ideal. Projetando-se uma utilização de 12 horas, a um

consumo aproximado de algo entre 100W e 400W, e lembrando que os valores no

eixo X (Power - carga) estão em escala logarítmica, obtemos o campo das

baterias secundárias.

4.3.2 – TIPOS DE BATERIAS

De acordo com a aplicação , as baterias secundárias (recarregáveis)

podem ser classificadas em quatro grupos principais: 12

a) Automotivas

A bateria de automóvel é a mais comum, algumas vezes chamadas de

baterias de partida. Este tipo possui muitas placas delgadas de chumbo e é

projetada para fornecer centenas de ampères por poucos segundos, para dar a

partida no motor. São projetadas apenas para um ciclo de 10 à 15% de sua

capacidade total e para serem recarregadas rapidamente por um alternador logo

após a partida. Estas não foram concebidas para o baixo ciclo de serviço

demandado por uma força tão pequena, e certamente irão falhar. Não são

aconselhados os modelos automotivos para aplicação em sistemas fotovoltaicos.

b) Tração

Indicadas para alimentar equipamentos móveis elétricos como, por

exemplo, empilhadeiras ou carros de golfe e são projetadas para operar em regi-

me de ciclos diários profundos com taxa de descarga moderada.

c) Estacionárias

São direcionadas tipicamente para aplicações em que as baterias

permanecem em flutuação e são solicitadas ocasionalmente para ciclos de

44

carga/descarga. Esta condição é típica de sistemas de back-up e de sistemas de

iluminação de emergência.

d) Fotovoltaicas

São projetadas para ciclos diários rasos com taxas de descarga reduzidas

e devem suportar descargas profundas esporádicas devido a possível ausência

de geração, como dias nublados seguidos.

Quanto à concepção , independente da composição dos eletrólitos ou da

aplicação, estas podem ser: 13

a) Tradicionais

São as automotivas já citadas. Possuem um ciclo de vida de 200 ou 700,

dependendo da profundidade da descarga e uma vida útil de 3 à 6 anos. Mas

devemos lembrar que, em nosso projeto, as baterias serão solicitadas

diariamente, ou seja, a durabilidade da bateria não é o mais importante, e sim o

seu ciclo de vida. No caso destas baterias, de nada adiantará a durabilidade de

até 6 anos se só puder ser utilizada 200 (0,55 anos) ou até 700 vezes (1,92 anos).

E como já citado, sua capacidade de descarga é muito pequena (10 à 15%) o que

faria seu ciclo de vida ficar próximo dos 200, posto que a fonte solar não é

uniforme ao longo do ano.

b) Ciclo profundo, “RV” ( Recreational Vehicles) ou Marítima ( Marine)

Esta categoria é muito

genérica. São baterias melhores

que as tradicionais, mas ainda não

são as de verdadeiro ciclo profundo.

São fabricadas geralmente em 12

Volts e de 80 à 160 Ah e também

podem ser usadas em automóveis.

Possuem um ciclo mais profundo

que as convencionais e sua vida

útil é de 2 ou 3 anos, o que ainda é Fig. 12 Bateria de “ciclo profundo”.

45

pouco para um sistema que espera ser caracterizado pela longevidade.

c) Gelificadas ou Seladas

São baterias que possuem o ácido em forma de gel ou colocado em um

enchimento tipo esponja. Possuem a vantagem de poder ser colocada em

qualquer posição, mesmo de cabeça para baixo, que irão operar normalmente,

sem qualquer vazamento de ácido ou gás. A vida útil destas baterias é de 3 ou 4

anos. Necessita de controladores de carga especiais, pois a alta voltagem na

carga, fato não incomum em sistemas fotovoltaicos, poderá causar gaseificação e

uma eventual falência da célula por perda de água. Este tipo de bateria pode ser

encontrado em praticamente todas as modalidades.

d) Chumbo-cálcio ou “ Telephone Company”

São baterias com uma vida

útil extremamente longa (15 a 20

anos) e geralmente são do tipo

estacionária e selada, aplicada para

nobreakes. Sua aplicação em

sistemas fotovoltaicos ou eólicos é

grande, mas desde que não hajam

descargas profundas (até 15 ou

20%), portanto um número grande

de baterias deve ser utilizado para

compensar esta deficiência. Um

outro grande inconveniente é o seu

ciclo de vida, que é de 200 a 1.100 (3,01 anos), portanto sua grande virtude – a

longevidade – só é aproveitada para descargas esporádicas, e nunca para uso

diário.

e) AGM (Absorbed Glass Mat)

Estas são também seladas e diferem das gelificadas por possuírem maior

ciclo de vida, mais Ampère-hora (maior capacidade de reserva), e maior

profundidade de descarga do que as de gel. É uma tecnologia moderna (1985)

Fig. 13 Bateria de chumbo-cálcio.

46

que foi desenvolvida para

uso aeronáutico e militar

em geral. Mantém as

qualidades das gelificadas,

mas sem o inconveniente

da voltagem de carga

limitada.

f) Baterias de Verdadeiro Ciclo Profundo ( True Deep-Cycle)

As baterias de ciclo profundo são

especificamente projetadas para a acumulação

de energia, para ciclos profundos de serviço e

são as mais adequadas para sistemas de

energias renováveis. Elas são maiores e com

placas mais finas, capazes de liberar a maior

parte de sua carga antes de serem recarregadas

e disponíveis em várias voltagens, geralmente 2

e 6 volts para serem agrupadas em bancos de

baterias. As descargas podem normalmente

atingir 50%, mas devem ser evitadas descargas superiores a 80%. As do tipo “golf

cart” são as mais indicadas para sistemas pequenos e a duração destas é de 3 a

5 anos. As da série L-16 de 7 a 10 anos. O grande inconveniente destas baterias

é que requerem manutenção, pois não são seladas e as células precisam ter seus

níveis controlados periodicamente. Não são fabricadas no Brasil.

O fato de as baterias automotivas não serem indicadas, devido às suas

características, para sistemas fotovoltaicos, não exclui o seu tipo de bateria

chumbo-ácido (o tipo tradicionalmente utilizado em automóveis) como

armazenadores de energia elétrica para os painéis solares. Pelo contrário, é uma

Fig. 14 Exemplo de bateria AGM.

Fig. 15 Exemplo de bateria de verdadeiro ciclo profundo.

47

boa opção pelo custo que apresenta (ver gráfico 2). A bateria de chumbo-ácido

utiliza como eletrodo positivo o dióxido de chumbo e chumbo metálico como

material ativo da placa negativa. O eletrólito (líquido onde as placas são imersas)

é uma solução de ácido sulfúrico e água (36% e 64% respectivamente). Quando

as baterias de chumbo-ácido estão carregando, sua voltagem aumenta

progressivamente, cada elemento subindo de 2,1 V a 2,4 V, com carga plena.

Correspondentemente, o painel solar deve ser montado de tal modo que seu

ponto de potência máxima está em 2,1 V e sua voltagem de circuito aberto perto

de 2,4 V, ambas multiplicadas pelo número de células do acumulador. Como a

“voltagem de funcionamento” do painel solar é fixada pela voltagem da bateria,

ela aumenta durante o ciclo de recarga. Porém, pode-se depreender que a

elevação da voltagem é acompanhada por uma queda na corrente de saída;

assim, o painel solar tem uma limitação natural de carga. Mesmo sob reduzida

intensidade luminosa, os painéis solares mantêm a voltagem necessária para

recarregar uma bateria. Como a dependência da intensidade da fotovoltagem é

logarítmica, a voltagem não cai mais de 5 ou 10% quando a intensidade luminosa

decai de 80%.5

Gráf. 2 - Capacidades teóricas e atuais dos sistemas de baterias.14

48

4.3.3 – COMPARAÇÃO ENTRE OS DIVERSOS TIPOS DE BATERIAS

Além das baterias tradicionais de chumbo-ácido, existem diversas outras,

como as de níquel-cádmio. Estas possuem a mesma estrutura física, mas

diferenciam-se pela utilização de placas positivas de hidróxido de níquel e óxido

de cádmio, para as negativas. O eletrólito é o hidróxido de potássio, que também

é um álcali, tão prejudicial quanto o ácido sulfúrico, eletrólito das baterias de

chumbo-ácido. Estas baterias podem sobreviver ao congelamento e ao degelo

sem sofrerem nenhuma alteração no seu desempenho, e temperaturas elevadas

têm menor efeito do que em baterias de chumbo-ácido.

Algumas características que as colocam em vantagem, quando

comparadas às anteriores são: a sua capacidade de poderem ser completamente

descarregadas (algo fatal para as de chumbo-ácido), a não interferência da

temperatura em seu carregamento, a inexistência da sulfatação e a sua

resistência quanto a sobrecargas. Embora seu custo inicial seja mais alto, a sua

baixa necessidade de manutenção e sua vida útil mais longa, para locais de difícil

acesso ou perigosos, é a opção mais vantajosa. Uma desvantagem é que os

meios de medição do estado de carga não são simples, portanto os controladores

usuais são inúteis, precisando de um que execute medições contínuas no fluxo da

corrente em Ampères/hora, ou utilizar uma bateria reserva, completamente

carregada, em stand-by.

TENSÕES A 20ºC CHUMBO-ÁCIDO NÍQUEL-CÁDMIO

TENSÕES CARACTERÍSTICAS (V) CÉLULA BATERIA C/

6 CÉLULAS CÉLULA BATERIA C/

10 CÉLULAS NOMINAL 2 12 1,25 12 MÁXIMA 2,3 –2,5 14,0 – 15,0 1,50 – 1,65 15,0 – 16,5 DE FLUTUAÇÃO 2,2 – 2,3 13,0 – 14,0 1,40 – 1,45 14,0 – 14,5 DE CIRCUITO ABERTO 2,1 – 2,2 12,5 – 13,0 1,20 – 1,35 12,0 – 13,5 LIMITE P/ MEDIR CAPAC. 1,8 – 1,9 10,8 – 11,4 VARIAÇÃO/TEMPERAT. 0,05V/10ºC -0,33V/10ºC 0 0 TENSÃO LIMITE 0 9

Tab. 4 - Tensões características em Volts das baterias de chumbo-ácido e de níquel-cádmio 12

49

Alguns outros tipos de acumuladores eletroquímicos estão dispostos na

tabela 4 a seguir:

TIPO DE BATERIA CHUMBO-

ÁCIDO

NÍQUEL-

CÁDMIO

NÍQUEL-

FERRO

PRATA-

ZINCO

Densidade de energia

real (Wh/kg) 10 à 35* 20 à 37 27 90

Vida útil (anos) 3* à 25** 3 à 25 8 à 25 1 à 3

N.º de ciclos de

carga/vida útil 200* à 1500 300 à 8000 2000 à 4000 100 à 150

Temperatura de

operação (ºC) -40* à +60 -40 à +50 -10 à +45 -20 à +60

Custo típico

(US$/kWh)*** 50* à 100** 400 à 3000 80 800 à 1500

Tab. 5 - Estado da técnica de alguns tipos de acumuladores eletroquímicos. 14 *em automóveis **baterias estacionárias ***dados de 1995 Como se pode observar, apesar de não possuir a melhor relação de Watts-

hora por quilograma e tampouco a maior durabilidade, apresenta o melhor custo

por Watt-h.

4.3.4 – CARACTERÍSTICAS DE CARGA Carregar uma bateria selada de chumbo-ácido, como carregar qualquer

outro tipo de bateria secundária, é apenas uma questão de repor a energia

esgotada durante a descarga. Devido a este processo ser um tanto ineficiente, é

necessário repor mais de 100% da energia removida. O quanto energia é

necessária para a recarga, depende do quão profunda foi a descarga, o método

de recarga, o tempo de recarga e da temperatura. A sobrecarga aplicada em uma

célula de chumbo-ácido é associada à geração de gases e corrosão do polo

positivo. Em baterias convencionais de chumbo-ácido os gases gerados são

desprendidos do sistema, resultando na perda de água com a conseqüente perda

da sua capacidade. 14

50

A carga pode ser

feita de várias formas.

A carga com voltagem

constante é o método

convencional para as

baterias de chumbo-

ácido, mas corrente

constante, corrente

cônica e outras

variações também

podem ser usadas. 15

4.3.4.1 – Carga com Voltagem Constante

É o método mais

rápido e eficiente de recarga

para baterias de chumbo-

ácido selada. O gráfico 3

mostra o tempo de recarga

em várias voltagens para

uma célula descarregada em

100%. O carregamento

necessário para fornecer

estes tempos de carga deve

ser capaz de, pelo menos, 2

vezes a taxa de recarga. Se

Gráf. 3 - Carga de voltagem constante pelo tempo de carregamento.14

Gráf. 4 - Corrente de carga pelo tempo à voltagem constante de 2,45V com vários limites de corrente.14

51

a carga em voltagem constante no carregamento for menor que 2 vezes a taxa da

capacidade de carga, os tempos de carga deverão ser alongados pela taxa

horária a qual o carregador é limitado. Exemplificando: se um carregador é

limitado à taxa de 1/5 (C/5), 5 horas deverão ser acrescidas no tempo de carga.

O gráfico 4, mostra um conjunto de curvas de correntes de carga pelo

tempo para células de 2,5-Ah carregadas à voltagem constante de 2,45 V com

carregadores limitados à 2, 1 e 0,3-A. como pode-se observar, a única diferença

entre estes três carregadores é o tempo necessário para recarregar a célula da

bateria.

4.3.4.2 – Carga Rápida

Carga rápida é definida como aquela que retornará a capacidade total da

célula da bateria em menos de 4 horas. Entretanto, algumas aplicações

necessitam de 1,0h ou menos.

Diferentemente das clássicas células de chumbo-ácido de placas paralelas,

as células seladas utilizam um sistema diferenciado de eletrólitos, no qual o

problema de gaseificação é inexistente, pois o oxigênio desprendido é

recombinado à solução. A grande superfície das finas placas utilizada nas seladas

reduz a densidade da corrente a níveis bem mais baixos dos que normalmente

são vistos na recarga das chumbo-ácido convencionais, ampliando a capacidade

de carga rápida.

Este tipo de recarga não ocorrerá com a alimentação proveniente de

painéis solares, não sendo portanto oportuno estendê-lo.

4.3.4.3 – Carga Flutuante Quando uma célula de chumbo-ácido selada é recarregada com uma carga

flutuante, o carregador deverá manter a carga entre 2,3 e 2,4V; não sendo

52

recomendadas cargas maiores, devido à acelerada corrosão dos pólos. Esta é

uma das principais funções dos controladores de carga.

4.3.4.4 – Carga com Corrente Constante Este é um outro modo eficiente de se recarregar uma bateria selada. A

carga com corrente constante implica em uma fonte invariável de corrente

constante. Este método, que independe da voltagem aplicada, é especialmente

indicado quando várias baterias são carregadas em série, uma vez que isto

elimina qualquer desbalanceamento entre as unidades.

4.3.4.5 – Carga com Corrente Cônica Apesar do tipo de carga cônica estar entre as mais caras, sua falta de

regulação de voltagem pode ser compensada pelo ciclo de vida. A de célula

chumbo-ácido selada pode resistir a variações de voltagem, mas alguns cuidados

devem ser tomados. Este tipo de carga possui um transformador para redução da

voltagem e um meio – ou inteiro – retificador de onda para converter de alternada

para contínua. As características de saída são que enquanto a voltagem da

bateria aumenta durante a carga, a corrente diminui.

4.4 – LÂMPADAS 4.4.1 - CONCEITO

A principal aplicação dos sistemas fotovoltaicos é a iluminação. Neste

trabalho enfoca-se sua aplicação no setor publico. As lâmpadas são o terceiro

componente, em ordem de importância, neste trabalho, uma vez que a iluminação

é a finalidade do sistema.

4.4.2 – TIPOS DE LÂMPADAS

Existem diversos tipos de lâmpadas que podem ser utilizadas em sistemas

fotovoltaicos. As principais são:

53

a) Lâmpadas incandescentes

Não são as mais indicadas para sistemas

fotovoltaicos, devido a sua baixa eficiência, mas como são

as mais abundantes e disponíveis para baixas voltagens

12V e em CC, servem, no mínimo, como comparativo com

outros tipos.

As lâmpadas incandescentes, assim como as

halógenas, compões-se basicamente de um filamento de

tungstênio espiralado inserido em um bulbo de vidro. A

corrente elétrica que passa por este filamento, provoca o seu aquecimento,

fazendo com que ele, ao atingir temperaturas elevadas, irradie luz. Neste

momento uma grande quantidade de calor é produzida e somente uma pequena

fração da energia é convertida em luz visível (cerca de 5%). Por isso são

caracterizadas como de baixa eficiência.

b) Lâmpadas halógenas

Diferenciam-se das incandescentes convencionais

pela presença, no interior do bulbo de quartzo, de um gás

especial. O filamento de tungstênio das lâmpadas

halógenas fica ainda mais quente do que nas lâmpadas

incandescentes convencionais, obtendo maior eficiência

luminosa. Além disso, a ausência da camada superficial,

resultante dos depósitos metálicos provenientes da

evaporação do tungstênio, aumenta a vida útil destas

lâmpadas.

Pelo fato de as lâmpadas halógenas atingirem temperaturas muito mais

elevadas, o tungstênio evaporaria muito mais rapidamente do filamento. Para

impedir a evaporação do tungstênio, o gás dentro do bulbo possui uma pequena

quantidade de gás halógeno (iodo ou bromo), que evita este processo.

Fig. 16 Lâmpada incandescente

Fig. 17 Lâmpada halógena

54

As lâmpadas halógenas duram quase duas vezes mais

do que as incandescentes convencionais e sua eficiência é

quase o dobro. Estão disponíveis em uma ampla faixa de

potência e, podem ser fornecidas com um refletor preso ao

bulbo para intensificar e focar a luminosidade. Este conjunto

é erroneamente chamado de “lâmpada dicróica”, mas dicróico

é o refletor. A lâmpada é halógena. É comum encontrá-las no

mercado com 12V de CC. O efeito cancerígeno provocado

pela emissão de raios ultravioletas, recentemente foi

eliminado com a obrigatoriedade de lente protetora que filtra

estes raios.

c) Lâmpadas fluorescentes

São lâmpadas que operam a partir da descarga

elétrica em gases. O princípio de funcionamento é

completamente diferente das incandescentes. São

constituídas por um tubo de vidro, em cujas extremidades

localizam-se eletrodos de tungstênio recobertos com uma

camada de óxidos emissores de elétrons. O meio interno

contém uma pequena quantidade de gás inerte (geralmente

argônio), que facilita a formação da descarga inicial, e gotas

de mercúrio, que serão vaporizadas durante o período de

aquecimento da lâmpada.

As descargas elétricas, quando em contato com o gás, produzem luz

ultravioleta. Porém, como a luz ultravioleta é invisível, estas lâmpadas possuem

uma camada de substância fluorescente depositada na face interna do tubo, para

correção da cor. Tal camada converte as radiações ultravioletas em luz visível.

A luz produzida pelas lâmpadas fluorescentes inclui-se bem dentro da faixa

visível, e por isso, sua eficiência é boa. Tradicionalmente, bulbos fluorescentes

são longos cilindros que vão de poucos Watts até dezenas de Watts. Novas

Fig. 19 Lâmpada fluorescente tradicional

Fig. 18 Lâmpada com refletor dicróico

55

lâmpadas de comprimento reduzido, chamadas PL (parallel lenght) estão

disponíveis e são compactas.

Novos tipos de lâmpadas fluorescentes no

formato tradicional estão disponíveis e produzem mais

lumens/Watts, melhor brilho e vida mais longa, quando

comparadas com os modelos antigos. Estas lâmpadas,

chamadas de T-10, possuem um tubo de menor

diâmetro.

Para que a descarga elétrica se inicie, é

necessário que a diferença de potencial entre os

eletrodos seja superior a um valor crítico e, além disso,

os eletrodos devem ser aquecidos por meio de uma corrente elétrica. Uma vez

atingida a temperatura ideal, ocorre uma estabilização e a descarga no gás

manterá o filamento aquecido. Nos sistemas convencionais de CA, os reatores

são responsáveis por gerar as tensões de partida e os dispositivos de partida

(starters) ajudam a aquecer os eletrodos no início do processo. Para operar em

CC, os reatores devem incluir um inversor para cada lâmpada para ligá-las e

gerar a tensão de operação necessária, incorporando o reator e o starter.

d) Lâmpada fluorescente compacta eletrônica

São, como as anteriores, lâmpadas

fluorescentes compactas mas com reator integrado ao

corpo do soquete, sendo que este é de rosca, podendo

substituir, sem adaptações uma lâmpada

incandescente. Sua utilização tem se popularizado

muito nos últimos anos no Brasil, devido ao

racionamento de energia. Seu baixo consumo e

durabilidade – equivalentes aos das tipo PL – aliado à

fácil substituição nas instalações das lâmpadas

incandescentes, tornaram-nas muito populares, apesar

do preço relativamente elevado.

Fig. 20 Lâmpada fluorescente compacta

Fig. 21 Lâmpada compacta eletrônica

56

e) Lâmpadas de vapor de sódio de baixa pressão

Possuem maior eficiência do que as fluorescentes

convencionais, mas devido à sua composição espectral

quase monocromática (luz amarela), distorce as cores. Por

isso são utilizadas geralmente em iluminação pública.

As lâmpadas de vapor de sódio de baixa pressão

são compostas por um tubo de descarga interno, em forma

de “U”, que contém uma mistura de neônio com uma

pequena quantidade de argônio de baixa pressão, e uma

certa quantidade de sódio metálico, responsável pela

emissão amarela, que será vaporizado durante o

funcionamento. Nas suas extremidades, encontram-se os eletrodos recobertos

com óxidos emissores de elétrons. O tubo de descarga é encerrado dentro de

uma camisa externa em vácuo.

4.4.3 – COMPARAÇÃO ENTRE OS DIVERSOS TIPOS DE LÂMPADAS

TIPO FORMA COMPONENTES PRINCÍPIO EFICIÊNCIA VIDA

ÚTIL (h)

INCANDESCENTE Bulbo

Filamento

espiralado em gás

inerte

Incandescência

de filamento 8–15 lm/W 1.000

HALÓGENA Bulbo

Filamento

espiralado em gás

halógeno

Incandescência

de filamento 30 lm/W 2.000

FLUORESCENTE Tubo

Vapor de Mercúrio

e substância

fluorescente

Descarga de

gás e

fluorescência

50–75 lm/W 8.000

VAPOR DE SÓDIO

BAIXA PRESSÃO Tubo Vapor de sódio

Descarga de

gás 120 lm/W 18.000

Tab. 6 - Características dos principais tipos de lâmpadas 12

Fig. 22 Lâmpada de vapor de sódio de baixa pressão

57

Alguns fabricantes de lâmpadas fluorescentes do tipo PL divulgam tabelas,

com a seguir, comparativas de eficiência, consumo e vida útil em comparação

com as incandescentes:

TIPO POTÊNCIAS EQUIVALENTES

EM LUMINOSIDADE (w)

CONSUMO

COMPARATIVO

VIDA

ÚTIL (h)

PL 9 11 15 20 23 20% 10.000

INCANDESC. 127V 25 40 60 75 100 100% 1.000

INCANDESC. 220V 40 60 75 100

Tab. 7 - Comparativo entre as potências (consumos) das lâmpadas 12

Os tipos de lâmpadas incandescentes, halógenas, fluorescentes e

fluorescentes compactas atualmente disponíveis no mercado brasileiro e

adequadas à utilização em sistemas fotovoltaicos em CC são apresentados na

tabela 7.

TIPOS DE LÂMPADAS POTÊNCIAS DISPONÍVEIS OBSERVAÇÕES

12V (CC): 5W, 10W, 15W,

25W, 50W, 75W, e 100W.

INCANDESCENTES 24V (CC): 25W, 60W, 100W.

12V (CC): 10W, 17W, 20W,

25W, 35W, 50W. HALÓGENAS

24V (CC): 25W, 50W.

Produzem 30% mais luz do

que as lâmpadas

incandescentes

convencionais.

FLUORESCENTES 8W, 15W, 20W, 22W, 32W,

40W.

Necessitam de reatores

12V ou 24V, dependendo

do caso.

FLUORESCENTES

COMPACTAS (PL)

5W, 7W, 9W, 11W, 13W,

18W, 26W.

Necessitam de soquetes e

reatores p/ 12V e 24V.

FUORESCENTES

COMPACTAS ELETR.

5W, 9W, 10W, 15W, 16W,

20W, 21W, 23W, 25W ...

Tab. 8 - Relação das lâmpadas disponíveis no mercado nacional 12

58

CAPÍTULO V – DESEMPENHO DE UM PAINEL FOTOVOLTAICO

5.1 – POTÊNCIA 5.1.1 – CURVA CARACTERÍSTICA I x V A potência gerada por um painel solar é, como qualquer outra, o produto da

multiplicação da intensidade pela tensão. A intensidade da corrente (I) é medida

em Ampères (A) e a tensão em Volts (V).

Quando um módulo está posicionado na direção do sol, a tensão (V) pode

ser medida entre os dois terminais, negativo e positivo, através de um voltímetro.

Já a corrente (A) deverá ser medida com um amperímetro. Se não houver, ainda,

nenhuma conexão de qualquer aparelho ao módulo, a tensão será denominada

de tensão de circuito aberto (Voc) e a corrente será denominada corrente de curto-

circuito (Isc). Neste caso a tensão é zero.

Quando um acessório é conectado, as medidas de corrente e tensão

podem ser apresentadas em um gráfico. De acordo com as mudanças nas

condições de carga, novos valores de corrente e tensão são medidos, os quais

podem ser representados no mesmo gráfico. Juntando todos os pontos, gera-se

uma linha chamada curva característica I x V. 12

Para cada ponto da curva I x V, o produto corrente-tensão representa a

potência gerada para aquela condição de operação.

59

Gráf. 5 - Curva característica I x V de uma célula de silício monocristalino pela corrente de curto-circuito

5.1.2 – CURVA P x V Para uma célula fotovoltaica, e conseqüentemente , para o módulo, existe

somente uma tensão (e correspondente corrente) para a qual a potência máxima

pode ser extraída. É importante ressaltar que não existe geração de potência para

condições de circuito aberto e curto-circuito, já que tensão ou corrente são zero,

respectivamente. O gráfico P x V (potência versus tensão) ilustra melhor esta

situação:

Gráf. 6 - Curva P x V 12

60

5.1.3 – PONTO DE POTÊNCIA MÁXIMA

O ponto de potência máxima corresponde então, ao produto da tensão de

potência máxima (Vmp) e corrente de potência máxima (Imp). Os valores Pm, Vpm,

Imp, Voc e Isc são os cinco parâmetros que especificam o produto sob dadas

condições de radiação, temperatura de operação e massa de ar. Sobrepondo-se

os dois gráficos, podemos analisar alguns parâmetros, principalmente o Ponto de

Potência Máxima.

Gráf. 7 - Parâmetros de potência máxima 12

5.2 – FATORES GERADORES DE PERDAS Conforme citado anteriormente no item eficiência, diversos fatores

interferem no rendimento do sistema fotovoltaico. Perdas podem se dar tanto na

redução da captação da energia luminosa, assim como na transformação, no

armazenamento ou na distribuição da energia.

Estes fatores devem ser bem entendidos, pois deverão fazer parte

integrante dos cálculos necessários para o dimensionamento dos painéis. É com

as condições ideais de teste que um produto tem a sua potência nominal de saída

indicada pelo fabricante. Estas condições só existem em laboratórios e com

ambiente controlado. Destacam-se nestes testes, uma temperatura ambiente de

61

25 ºC e uma irradiação solar (intensidade) de 1000W/m². Os fatores de perdas

são: 15

Tolerância

Tomando-se como exemplo, que um painel de 100W, medido dentro das

STC (Standart Tests Conditions), possua uma margem de tolerância – legal – de

±5%. Isto significa que este módulo possa gerar 95W e continue a se chamar de

módulo de 100W. Consideremos esta como a primeira perda.

Temperatura

Deve-se observar que o processo de conversão não depende do calor:

pelo contrário, o rendimento cai quando sua temperatura sobe. Uma ilustração é

proporcionada pelas células solares colocadas no Pólo Sul: não só funcionaram

perfeitamente bem, mas geraram mais potência do que seria esperado para um

clima temperado. Este comportamento é explicado pelo fato de que os fótons da

luz solar transferem sua energia diretamente aos elétrons sem etapa térmica

intermediária. 5

Portanto, a saída de potência de um módulo reduz com o aumento de

temperatura do painel, e como 25ºC sob o sol é utópico, pelo menos nos trópicos,

pode-se esperar alguma perda aí. De acordo com a CEC (California Energy

Gráf. 8 - Efeitos da temperatura da célula no gráfico I x V %. 12

62

Commission), para uma faixa operacional de 50 à 75ºC, o rendimento de um

módulo pode cair para 89.

O gráfico 8, I x V, indica a perda de potência em função das temperaturas

de operação de um painel de silício cristalino, para uma potência de irradiação

recebida de 1.000 W/m².

Poeira e sujeira

Poeira e sujeira podem acumular-se sobre os painéis solares, bloqueando

parte da luz solar, reduzindo, portanto a saída. Apesar de boa parte destes

elementos ser removida apenas pelas águas das chuvas, mas é mais realista

estimar a saída levando em consideração a estação de estiagem. Também pela

CEC, um índice razoável para perda do rendimento é que este baixe para algo em

torno de 93%.

Pelo gráfico abaixo, pode-se visualizar a redução da corrente com a

variação da luminosidade.

Gráf. 9 Efeito causado pela variação da intensidade da luz na curva característica I x V 12

63

Erros e perda nos fios

A potência máxima de saída do total de painéis é sempre menor do que a

soma da saída máxima de cada painel. Esta diferença é o resultado do desprezo

das diferenças entre os desempenhos dos módulos com os seus subseqüentes.

Esta perda pode chegar a 2%. Também existem perdas devido à resistência nos

cabos e fios. Estas perdas podem ser minimizadas através de um

dimensionamento ótimo, mas dificilmente consegue-se reduzir mais do que 3%.

Temos então um total de perdas neste item de algo em torno de 5%, reduzindo a

potência de instalada para 95%.

Conversão de CC para CA

A corrente contínua gerada pelos painéis solares precisam ser convertidas

para corrente alternada utilizando-se um conversor. Modernos conversores

possuem uma eficiência de 92 a 94%, segundo seus fabricantes, mas como

também são medida sob situações controladas em fábrica, o resultado mais

adequado deverá ser entre 88 e 92%, que é o encontrado na prática. Portanto

uma redução para 90% da saída, devido ao conversor, será mais realista.

Somando-se todos estes fatores de redução, podemos estimar que um

painel de 100W nominais de corrente contínua, poderá chegar a desenvolver na

prática, em corrente alternada, muito menos: 100W x 0,95 x 0,89 x 0,93 x 0,95 x

0,90 = 67,23W

64

CAPÍTULO VI – DIMENSIONAMENTO DO SISTEMA

6.1 – ESTIMATIVAS 6.1.1 – ESTIMATIVA DE SAÍDA DE PAINÉIS FOTOVOLTAICOS

A Florida Solar Energy Center 16, programa americano do Estado da Flórida

de divulgação e informação de sistemas alternativos de energia, orienta em seu

manual para energia solar, uma forma simples de cálculo de rendimentos e

parâmetros alcançados com a utilização do sistema fotovoltaico. Toma como

exemplo um cálculo onde a saída inicial do painel seja de 1kW.

ÍNDICES UNID. VALOR

A 1 Potência máxima de saída de c. c. nas condições padrão de teste (STC) KW 1

A 2 Eficiência dos painéis fotovoltaicos (STC) % 10

A 3 Área requerida de painéis = A1 ÷ A2 m² 10

A 4 Fator de redução pela temperatura ambiente de operação % 15

A 5 Fator de perda pela transformação p/ corrente alternada % 15

A 6 Fator de perdas diversas no sistema % 5

A 7 Saída estimada de corrente alternada = A 1 x A 4 x A 5 x A 6 CA KW 0,69

A 8 Tempo médio de insolação sobre os painéis kWh/m² 7

A 9 Média estimada diária de saída de corrente alternada = A 7 x A 8 CA kwh 4,80

Tab. 9 - Reduções progressivas no rendimento dos painéis 16

Observa-se que perdas também são computadas, como visto no capítulo

anterior, excetuando-se as perdas pela tolerância e pela sujeira acumulada nas

superfícies dos painéis, mas chega-se a um valor bem próximo: 69% contra

67,23% demonstrado anteriormente. Observa-se também que segundo a Florida

Solar Energy Center, o fator de redução devido à temperatura é de 0,80 para

65

1 m² = 50 à 75 W

locais quentes e 0,90 para regiões temperadas, obtendo-se como média 0,85.16 O

índice de redução para a inversão de corrente é mais otimista: 0,90 contra 0,85.

Esta tabela, assim como as referências de “descontos” relacionadas

anteriormente, dão apenas uma ordem de grandeza da saída esperada. O cálculo

preciso depende de todos os elementos e das características a serem

especificados no projeto definitivo, assim como as condições meteorológicas da

região de implantação.

6.1.2 – ESTIMATIVA DA ÁREA NECESSÁRIA DOS PAINÉIS

Baseando-se nas perdas citadas no capítulo anterior, e considerando a

eficiência do painel em torno de 10%, podemos observar que para uma área de

10 m² de painéis fotovoltaicos, geramos 69% em corrente alternada dos 1kW

pretendidos em corrente contínua, portanto, 690 W. Fazendo uma regra de 3

simples, chegamos às seguintes comparações para um dimensionamento inicial,

baseando-se na radiação solar média de 1000W/m²:

1 m² = 69 W ou 1kW = 14,5 m²

Uma outra grandeza, segundo a PUC de Minas Gerais 17, é de que os

painéis existentes no mercado geram de 50 à 75 Wpico/m², ou seja, sob radiação

de 1.000 W/m², a potência gerada seria de 50 à 75 W. Portanto temos uma nova

relação de potência aproximada mais abrangente que a primeira:

Novamente, estes cálculos são aproximações para um estudo inicial de

viabilidade. Como citado anteriormente, as formas mais precisas de cálculo serão

apreciadas mais adiante.

6.2 – DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

66

6.2.1 – DADOS NECESSÁRIOS PARA DIMENSIONAR O SISTEMA Tensão nominal do sistema:

Refere-se à tensão típica em que operam as cargas a conectar, dever-se-á

além disso distinguir se a referida tensão é alternada ou contínua.

Potência exigida pela carga:

A potência que cada carga exige é um dado essencial. Caso o sistema

contenha elementos que possuam potências diferentes, estas deverão ser

somadas, mas em separado, alguns sejam em corrente contínua e outros em

alternada.

Horas de utilização das cargas:

Juntamente com a potência requerida pela carga, deverão especificar-se

as horas diárias de utilização da referida potência. Multiplicando potência por

horas, obter-se-ão os watts/hora requeridos pela carga ao fim de um dia.

Localização geográfica do sistema:

Dados como a latitude, longitude e a altura em relação ao nível do mar do

local de instalação do sistema são necessárias para determinar o ângulo de

inclinação para o módulo fotovoltaico e o nível de radiação (médio mensal).

Autonomia prevista:

Isto se refere ao número de dias em que se prevê que diminuirá, ou não

haverá geração, e que deverão ser tidos em conta no dimensionamento das

baterias de acumuladores. Para sistemas rurais domésticos, por exemplo, tomam-

se de 3 à 5 dias. 19 Já nos projetos de iluminação pública do CEPEL, utilizou-se 2

dias. 8

6.2.2 – CÁLCULO DE CONSUMO DE CARGAS 12

Para calcular-se o consumo das cargas, deverá se identificar cada carga

de corrente contínua e o seu consumo em Watts. O mesmo cálculo deverá ser

feito para as cargas de corrente alternada, se houver, mas acrescentando-se 15%

67

para compensação do rendimento do inversor. Soma-se então as duas cargas,

obtendo-se a Potência Total das Cargas (PTC) em Watts.

Dividindo-se este total pela Tensão Nominal do Sistema (TNS) em Volts,

obtém-se a Estimativa da Corrente de Pico (ECP) em Ampères. Este valor será

necessário para os cálculos das chaves, fusíveis, etc..

Para a obtenção do Consumo Diário (CD) em Ampère-hora/dia (Ah/dia),

multiplica-se a PTC pelo número de horas diárias de funcionamento do sistema –

Ciclo de Serviço Diário (CSD) e divide-se o resultado pela TNS.

Este consumo deverá ser corrigido, pois como já visto, ocorrem perdas nas

fiações e nas baterias. O Consumo Ampère-hora Corrigido (CAC) obtém-se

dividindo o CD pelo Fator de Eficiência da Fiação (FEF) e em seguida pelo Fator

de Eficiência da Bateria (FEB). Estes fatores são de 0,98 e 0,95 respectivamente.

6.2.3 – ESPECIFICAÇÃO DO INVERSOR

Para poder escolher o inversor adequado, dever-se-á ter claro quais são os

níveis de tensão que se manejarão tanto em termos de corrente alternada como

de contínua. Exemplificando: para um sistema alimentado por uma bateria de 12

V, naturalmente em corrente contínua, a entrada será de 12 Vcc. Para alimentar

uma lâmpada de 40 W, de 127 V de corrente alternada (Vca), o inversor será de

12 Vcc a 127 Vca para 40 W.

PTC (W) = Σ Cargas CC + (Σ Cargas CA x 1,15)

ECP (A) = PTC (W) ÷ TNS (V)

CD (Ah/dia) = PTC (W) x CSD (h) ÷ TSN (V)

CAC (Ah/dia) = CD (Ah/dia) ÷ 0,98 ÷ 0,95

68

Se existirem outras cargas de corrente alternada, dever-se-ão somar todas

aquelas que se desejarem alimentar de forma simultânea. O resultado da referida

soma, mais uma margem de aproximadamente 10%, determinará a potência do

inversor.

6.2.4 – DETERMINAÇÃO DA CORRENTE DE PROJETO

Fig. 23 – Insolação diária, média anual (horas) 18

69

Dividindo-se a Carga Corrigida (CAC) pelo número de horas de sol pleno

(1000 W/m²), obtém-se a Corrente de Projeto (CP) em Ampères. O número de

horas, pode ser extraído do mapa de insolação diária média anual (Fig. 22), onde

cada região apresenta um diferente valor. Por exemplo, na cidade do Rio de

Janeiro, a insolação média anual diária é de 6 horas.

6.2.5 – DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS

Para o dimensionamento, é fundamental que o tipo da bateria já tenha sido

definido, pois de suas características resultará o seu desempenho.

Para a obtenção da Capacidade Necessária para a Bateria (CNB), em Ah,

multiplica-se CAC pelos Dias de Armazenamento (DA) desejados e divide-se pela

Profundidade de Descarga Máxima (PDM) e pelo Desconto por Temperatura

(DT). Como já dito no capítulo sobre baterias, a PMD depende do tipo de bateria,

e este valor é fornecido pelo fabricante, mas alguns valores são padrão, conforme

a tabela abaixo. Já o Desconto por Temperatura é um fator que corrige a

capacidade da bateria para baixas temperaturas. O valor padrão usado para o

Brasil (país tropical) é igual a 1.

PDM - Profundidade de Descarga Máxima

TIPO DE BATERIA PADRÃO Chumbo-Antimônio 0,8

Chumbo-Cálcio 0,6 Níquel-Cádmio 0,9

O Número de Baterias em Paralelo (NBP) será o quociente da divisão da

CNB pela Capacidade da Bateria Selecionada (CBS), em Ampère-hora.

CP (A) = CAC (Ah/dia) ÷ INSOLAÇÃO (h)

CNB (Ah) = CAC (Ah/dia) x DA (dias) ÷ PDM ÷ DT

Tab. 10 – Profundidades Máximas de Descarga, para algumas baterias 12

70

O Número de Baterias em Série (NBS) obter-se-á dividindo-se a TNS (V)

pela Tensão Nominal da Bateria (TNB).

O Número Total de Baterias (NTB) será o produto no NBS pelo NBP.

Sabendo-se então o número de baterias em paralelo e a capacidade

individual, podemos conseguir a Capacidade da Total do Sistema (CTS) dada em

Ah.

A Capacidade Útil da Bateria (CUB), dada em Ampères, é o produto da

Capacidade Total do Sistema (CTS) pela Profundidade de Descarga Máxima

(PDM).

6.2.6 – CÁLCULO DO NÚMERO DE PAINÉIS NECESSÁRIOS

Devem-se conhecer os níveis de radiação solar típicos da região. Como já

se viu, a capacidade de produção dos módulos varia com a radiação. A

expectativa da demanda de energia para o sistema é outro dado importante para

o início do cálculo. Dados sobre o modelo e a capacidade do painel a ser utilizado

também são importantes, pois a quantidade deles dependerá da potência que

cada um é capaz de gerar. Como o sistema é integrado com baterias, cuja

capacidade é em Ampères, esta será a unidade básica para dimensionamento

dos painéis.

NBP = CNB (Ah) ÷ CBS (Ah)

NBS = TNS (V) ÷ TNB (V)

NTB = NSB x NBP

CTS = NBP x CBS (Ah)

CUB (Ah) = CTS (Ah) x PDM

71

Uma vez determinada a Corrente de Projeto (CP) em Ampères este valor é

então dividido pelo Fator de Correção do Módulo (FCM), que nada mais é que um

ajuste da corrente do módulo nas CPT (Condições Padrão de Teste) para as

condições de campo. Os fatores são de 0,9 e 0,7 para módulos tipo Cristalino e

Amorfo, respectivamente. O resultado desta divisão será a Corrente de Projeto

Corrigida (CPC), também em Ampères. Este valor é então dividido pela Corrente

Nominal do Módulo em Ampères, obtendo-se o Número de Módulos em Paralelo

(NMP).

Para conhecermos a Tensão Necessária para Carregar as Baterias (TNCB)

em Volts (V), multiplica-se a Tensão Nominal da Bateria (TNB) pelo Número de

Baterias em Série (NBS).

Finalmente, o Número de Módulos em Série (NMS) será a divisão do valor

encontrado para TNCP pela Tensão do Módulo para a Temperatura mais Elevada

(TMTE). Este dado será conseguido com o fabricante, e refere-se ao valor mais

alto esperado para a temperatura de operação.

A Quantidade Total de Painéis será o produto do Número de Módulos em

Série pelo Número de Módulos em Paralelo.

6.2.7 – DIMENSIONAMENTO DE CONDUTORES E CABOS

CPC (A) = CP (A) ÷ FCM NMP = CPC (A) ÷ CNM (A)

TNCB (V) = TNB (V) x NBS

NMS = TNCB (V) ÷ TMTE (V)

QTP = NMS x NMP

72

Para assegurar o funcionamento adequado das cargas (lâmpadas), não

deverá haver mais de 5% de queda de tensão tanto entre os módulos e as

baterias como entre as baterias e os centros de cargas.

O processo de seleção do cabo fica mais simplificado se utilizar a tabela

abaixo, que indica a seção de cabo adequada a empregar para uma queda de

tensão de 5% em sistemas de 12 V. Na coluna à esquerda escolhe-se a corrente

pretendida. Nessa mesma linha procura-se a distância que o referido trecho de

cabo percorrerá e lê-se na parte superior da respectiva coluna a seção de cabo

correspondente.

Se a instalação for de 24, 36 ou 48 Vcc proceder-se-á da mesma forma,

mas nesse caso dever-se-á dividir a seção obtida por 2, 3 ou 4, respectivamente.

Se o valor que resultar desta divisão não coincidir com um valor normalizado de

seção dever-se-á adotar a seção imediatamente superior.

Seção (mm 2) Corrente (A)

35 25 16 10 6 4 2.5 1.5

1 540 389 246 156 93 62 39 22 2 270 194 123 78 46 31 19 11 3 180 130 82 52 31 20 13 7 4 135 97 62 39 23 15 10 5 5 108 78 49 31 18 12 8 4 6 90 65 41 26 15 10 6 3 7 77 55 35 22 13 9 5 2.8 8 67 49 31 19 12 8 4.5 2.5 9 60 43 27 17 10 7 4 2 10 54 39 25 16 9 6 3.5 1.8 12 45 32 20 13 8 5 3 1.5 15 36 26 16 10 6 4 2 1 18 30 22 14 9 5 3 1.8 0.8 21 26 18 12 7 4 3 1.6 0.7 24 22 16 10 6.5 3.5 2.5 1.5 0.5 27 20 14 9 5.5 3 2 1 - 30 18 13 8 5 2.5 1.5 0.8 - Tab. 11 - Distância máxima, em metros, para uma queda de tensão de 5% em sistemas de 12 Volts 19

73

CAPÍTULO VII – ILUMINAÇÃO PÚBLICA 7.1 – DIVERSIDADE EM ILUMINAÇÃO PÚBLICA

Os serviços públicos de iluminação são muito diversos, mesmo

considerando-se apenas os ofertados em logradouros. Existem situações

completamente diferentes de utilização, dependendo da necessidade do serviço.

Exemplificando, as luminárias em um poste na Av. N. Senhora de Copacabana

podem diferir completamente das de um outro na Rua Santa Clara (ambos os

logradouros em Copacabana, bairro da cidade do Rio de Janeiro), mesmo

próximo ao encontro das duas vias.

Diversos fatores devem ser analisados num projeto de iluminação pública:

primeiramente a importância da via, sua largura, a vocação do logradouro

(residencial, comercial, industrial, rural...), a disposição unilateral ou bilateral do

posteamento, a arborização, a periculosidade, a atividade noturna, etc.. Até o

IPTU pago em determinado logradouro pode definir ou indicar o tipo de

iluminação adotado, ou seja, fatores físicos e fatores sociais devem ser

considerados. Mais adiante veremos estes critérios de forma mais técnica.

Uma outra diferença é o horário de utilização. Nem sempre a iluminação

pública permanece apagada durante o dia e acesa a noite, como no caso de

túneis ou passagens subterrâneas, onde a demanda é de 24 horas por dia.

Estes aspectos dizem respeito apenas ao tipo de lâmpada (entenda-se

consumo) e ao período de utilização (entenda-se capacidade da bateria). Um

outro aspecto, talvez até mais relevante, em se tratando de um estudo de

alimentação fotovoltaica, é a irregularidade da fonte geradora, isto é, da luz solar.

74

Um poste, com seus painéis e luminárias, poderia estar em uma rua que só

recebe sol de manhã, ou estar em outra com edifícios de 30 metros de altura em

cada lado da rua, ou sob a copa de árvores ou ainda localizado no sopé de uma

rocha como o Corcovado. Estamos falando da diversidade geográfica e do

zoneamento urbano. Um planejamento urbano precisaria ser concebido e

constantemente fiscalizado para que pudesse utilizar sistemas fotovoltaicos em

todo seu potencial. Seria inviável sua implementação em um sítio urbano já

estabelecido de forma generalizada.

Esta diversidade impossibilita um projeto típico ou um raciocínio linear na

concepção da utilização de fontes fotovoltaicas em projetos de iluminação pública.

Esta foi a razão pela qual este estudo fica limitado à utilização do sistema na orla,

em grandes avenidas, praças c/ arborização baixa ou espaços descampados.

Desta forma consegue-se, salvo em raros casos, uma uniformidade na

quantidade de luz obtida durante o dia e na forma de utilização – somente à noite.

Na orla, por exemplo, o único diferencial na quantidade de energia

irradiada pelo sol, está no gabarito das edificações à beira-mar. Mesmo assim,

esta interferência só ocorre quando o litoral está voltado para o sul, sudeste ou

sudoeste (em se tratando de locais no hemisfério sul). Nestes casos, os edifícios

altos, durante a tarde, produzem uma “língua” de sombra sobre a orla. Esta

redução passageira na irradiação solar absorvida pelos painéis pode ser

calculada e compensada no dimensionamento do sistema, como será visto

oportunamente.

Com relação à sombras projetadas nas areias pelos prédios altos, em 1º de

dezembro de 2000, foi sancionada, pela Câmara Municipal do Rio de Janeiro, a

Lei Complementar n.º 47, que “proíbe a construção residencial ou comercial na

orla marítima com gabarito capaz de projetar sombra sobre o areal e/ou

calçadão”. Em se tratando da Cidade do Rio de Janeiro, o problema das “línguas”

de sombra nas vias litorâneas deverá estacionar.

75

A interferência das edificações à beira-mar não deve ser considerada como

um problema significativo, pois com a atual tecnologia de painéis e acumuladores

fotovoltaicos, o sistema seria inviável, ou não o mais indicado, nas principais

avenidas costeiras – onde existem os edifícios altos. As áreas necessárias de

painéis seriam tão grandes, que criar-se-ia um novo problema: a sombra destes

na areia! Neste caso, os painéis seriam alvo da lei supracitada.

Para se ter uma idéia, segundo a RIOLUZ, órgão municipal responsável

pela iluminação pública na cidade do Rio de Janeiro, cada poste da Avenida

Atlântica possui seis luminárias, sendo três com lâmpadas de vapor de sódio de

400 W e três com lâmpadas de multi-vapor metálico de 400 W, perfazendo um

consumo total de 2.400 W. Já nas Av. Vieira Souto e Delfim Moreira, cada poste

possui três luminárias com lâmpadas de multi-vapor metálico de 250 W,

perfazendo assim 750 W. *

Fazendo um cálculo rápido, baseado no aproveitamento de 50 à 75 W/m²,

conforme visto anteriormente, precisaríamos para cada poste na Av. Atlântica de

uma área de painéis entre 32 e 48 m². Imaginemos uma forma quadrada com um

lado de 5,5 à 7,0 m sobre cada poste. Já para as Av. Vieira Souto e Delfim

Moreira, a superfície requerida seria mais viável, embora também grande. Para

750 W, a área seria entre 10 e 15 m², ou seja caso o arranjo de painéis possuísse

uma forma quadrada, este possuiria um lado entre 3 e 4 m aproximadamente.

Devemos lembrar que estes cálculos aproximados de áreas, dizem respeito

a energia consumida imediatamente, como se as lâmpadas estivessem acesas

durante o dia, de forma simultânea com a irradiação solar nos painéis. Não será

este o caso. A alimentação das luminárias virá sempre de baterias, que

necessitam de um recebimento de carga bem maior do que a que será liberada à

noite devido à perdas na bateria e para a criação de uma reserva energética.

Estes cálculos iniciais não levam isto em consideração. A escala gigantesca dos

painéis, também se faria sentir sobre as baterias.

* Informações gentilmente prestadas pelo Sr Mauro Ejnysman, do IPLAN – órgão da Prefeitura Municipal do Rio de Janeiro.

76

Este estudo de viabilidade não se propõe a sugerir um sistema fotovoltaico

de iluminação para cartões postais, mas para logradouros comuns, onde a

necessidade se iluminação atenda às normas vigentes para o trânsito de veículos

e de pedestres, e não a atividades noturnas de lazer que exigem uma iluminação

mais sofisticada. O ideal seria que esta proposta atendesse a locais em

implantação, onde a infra-estrutura fosse ainda inexistente. Economicamente não

compensa (a curto ou médio prazo) a substituição de sistemas tradicionais por

fotovoltaicos, pois a infra-estrutura existente para alimentar o sistema atual é cara

(medidores, conduítes e cabos subterrâneos, sistemas de acionamento remoto,

transformadores, etc.). Uma vez já investido, a manutenção do sistema depende,

basicamente, apenas do pagamento da conta mensal da concessionária. O

sistema fotovoltaico dispensa todas estes custos, mas necessita de um

investimento inicial alto. Talvez com a conclusão deste trabalho, algumas destas

afirmações possam ser revistas.

7.2 – PROJETO DE ILUMINAÇÃO PÚBLICA

O primeiro passo em um projeto de iluminação pública é a classificação da

via que será iluminada para definição dos parâmetros técnicos adequados. De

suas características físicas (larguras das faixas de rolamentos e dos passeios,

quantidade de pistas, etc..) e de seu volume de tráfego (de veículos e de

pedestres) partirá a solução para a sua iluminação.

O segundo passo refere-se à escolha das lâmpadas e luminárias a serem

empregadas no projeto, sua altura de montagem, sua distribuição ao longo da via

e o espaçamento entre as luminárias.

O último passo é a realização dos cálculos luminotécnicos buscando uma

otimização do projeto, buscando alcançar os valores mínimos exigidos pela

norma. 24

77

7.2.1 – TIPOS DE VIAS

Pela NBR 5101, as vias públicas podem ser classificadas de acordo com a

sua natureza e função, podendo ser:

TIPO DE VIA NATUREZA OU FUNÇÃO

A 1

Vias Arteriais

Vias exclusivas para tráfego motorizado, que se

caracterizam por grande mobilidade e pouco

acesso de tráfego, várias pistas, cruzamentos em

dois planos, escoamento contínuo, elevada

velocidade de operação e estacionamento

proibido na pista.

A 2

Vias Coletoras

Vias não exclusivamente para tráfego motorizado,

que se caracterizam por uma mobilidade de

tráfego inferior e por um acesso de tráfego

superior àqueles das vias arteriais.

CLASSE A

(Vias Rurais)

A 3

Vias Locais

Vias que permitem acesso às propriedades rurais

com grande acesso e pequena mobilidade de

tráfego.

CLASSE B

(Vias de Ligação)

Vias de ligação entre centros urbanos e

suburbanos. Geralmente só tem importância para

o tráfego local.

C 1

Vias Principais

Vias urbanas, com construções ao longo da via e

tráfego motorizado e de pedestre intenso.

C 2

Vias Normais

Vias urbanas, com construções ao longo da via e

tráfego motorizado ou de pedestre moderado.

C 3

Vias Secundárias

Vias urbanas, com construções ao longo da via e

tráfego motorizado ou de pedestre leve.

CLASSE C

(Vias

Urbanas)

C 4

Vias Irregulares

Vias urbanas, com construções ao longo da via e

tráfego motorizado raro e de pedestre leve.

CLASSE D (Vias Especiais) Acessos e/ou vias exclusivas para pedestres

Tab. 12 – Classificação das vias públicas.24

78

7.2.2 – CLASSIFICAÇÃO DO VOLUME DE TRÁFEGO

As vias podem ser classificadas de acordo com o volume de tráfego

noturno de veículos e/ou de pedestres por hora. As tabelas a seguir apresentam

estas classificações:

CLASSIFICAÇÃO VOLUME DE TRÁFEGO NOTURNO (Ambas as direções)

TRÁFEGO LEVE 150 até 500 / hora

TRÁFEGO MÉDIO 500 até 1.200 / hora

TRÁFEGO INTENSO Acima de 1.200 / hora

CLASSIFICAÇÃO PEDESTRES NAS VIAS COM TRÁFEGO MOTORIZADO

DESERTO Como nas vias classe A1. Praticamente sem pedestres.

LEVE Como nas ruas residenciais médias.

MÉDIO Como nas ruas comerciais secundárias.

INTENSO Como nas ruas comerciais principais.

Tabela 14 – Classificação das vias segundo o trânsito de pedestres. 24

Fig. 24 – Tipos de vias públicas. 24

Tabela 13 – Classificação das vias segundo o trânsito noturno de veículos.24

79

7.2.3 – NÍVEIS DE ILUMINÂNCIA EM VIAS PÚBLICAS

Os níveis mínimos de iluminância são também definidos pela NBR 5101,

com base em resultados de pesquisas realizadas na Europa e nos Estados

Unidos 24, que constataram que os níveis de iluminância devem variar entre 10 e

30 lux. Acima deste nível, o ganho é pequeno. Na tabela 15, a norma fixa os

níveis mínimos de iluminância em vias públicas de acordo com a importância da

via e seu tipo e volume de tráfego.

NÍVEIS MÉDIOS MÍNIMOS DE ILUMINÂNCIA

VOLUME DE VEÍCULOS TIPOS DE VIAS VOLUME DE

PEDESTRES L M I

L 2 5 10

M 5 8 12 PRINCIPAIS

I 10 12 16

L 2 5 10

M 5 10 14 LIGAÇÃO

I 10 14 17

L 2 5 -

M 5 8 - NORMAIS

I 8 10 -

L 2 5 -

M 5 10 - LOCAIS

I 10 14 -

L 2 2 -

M 4 5 - SECUNDÁRIAS

I - - -

ESPECIAIS - 10

ARTERIAIS - 20

COLETORAS - 20

Tab. 15 – NBR 5101 – Níveis de iluminância para vias públicas em lux 24

80

7.2.4 – FATORES DE UNIFORMIDADE E DESUNIFORMIDADE

O fator de uniformidade de iluminância (U) é a relação entre o menor valor

de iluminância (Emin) e o valor da iluminância média (Emed) em uma determinada

área. Os valores mínimos recomendados pela NBR, estão dispostos na tabela 16:

CLASSE DA VIA VOLUME DE TRÁFEGO F. DE UNIFORMIDADE MÍNIMO

A 3, C 2, D QUALQUER 0,2

LEVE E MÉDIO 0,2 B, C 1

INTENSO 0,25

LEVE 0,2 C 3

MÉDIO 0,25

A 1 QUALQUER 0,50

A 2 QUALQUER 0,30

O fator de desuniformidade de iluminância (Fd), apesar de não constar da

NBR 5101, é a relação entre o maior (Emax) e o menor valor de iluminância em

uma área considerada.

Os valores sugeridos para a desuniformidade, de acordo com o tipo de via

estão dispostos na tabela 17:

TIPO DE VIA FATOR DE DESUNIFORMIDADE

ESPECIAIS < 5

PRINCIPAIS <7

LIGAÇÃO < 7

NORMAIS <9

LOCAIS < 15

SECUNDÁRIAS < 20

Tab. 16 – Fatores de Uniformidade 24

Tab. 17 – Fatores aceitáveis de desuniformidade 24

81

As fórmulas de Uniformidade de Iluminância (U) e Desuniformidade de

Iluminância (Fd), são, respectivamente:

7.2.5 – LÂMPADAS E LUMINÁRIAS PARA ILUMINAÇÃO PÚBLICA

Dentre as lâmpadas utilizáveis em iluminação pública, a melhor lâmpada

seria a de vapor de sódio, pois é a que apresenta a maior eficiência e a maior vida

útil, mas a tradicionalmente utilizada (VSAP) costuma trabalhar com altos

consumos. Praticamente todos os sistemas fotovoltaicos para iluminação, seja

pública ou residencial, utilizam as lâmpadas eletrônicas (fluorescentes

compactas) pelo seu baixíssimo consumo de energia.

Em se tratando de sistemas alimentados por energia solar, o consumo é

fator predominante, pois o aumento deste implica obrigatoriamente numa redução

do período de utilização – não admissível em iluminação pública - ou num

generoso dimensionamento de painéis e baterias, o que, pelo custo, inviabilizaria

a utilização. Nesta busca por redução de consumo, a utilização de equipamentos

–lâmpadas, no nosso caso – de 12 V é vantajosa pois elimina a necessidade de

inversores para transformação da voltagem vinda das baterias de 12 V para 110

ou 127 V, mais comuns no mercado.

Outra boa medida para a redução do consumo seria a adoção de lâmpadas

que operem com corrente contínua. Conforme já visto – Capítulo VI, Tabela 9 – o

consumo de energia do inversor e do conversor representa 15% da carga sobre o

sistema. Até recentemente, além das incandescentes e das halógenas, apenas

raras lâmpadas eletrônicas podiam ser encontradas em 12 V e em CC, mas não

no Brasil. Alguns sites europeus 19 de orientação para o uso de fotovoltaicos,

classificam as lâmpadas eletrônicas como de corrente contínua.

Quanto às luminárias, notadamente as para uso em iluminação pública,

estas são desenvolvidas para uso de lâmpadas de vapor de sódio, mercúrio ou

Fd = E max E min

U = E min E med

82

metálico, de 125 à 400 W, pois para um uso convencional, o alto consumo não é

o problema maior, mas sim a eficiência. Alguns fabricantes oferecem luminárias

de uso público para lâmpadas fluorescentes compactas, mas para potências a

partir de 42W, que para sistemas fotovoltaicos, não pode ser considerada uma

baixa potência.

A lâmpada ideal, para uso em iluminação pública com fonte fotovoltaica

seria aquela que aliasse a eficiência da lâmpada de vapor de sódio, já

consagrada nesta utilização, à ausência de conversores e inversores, ou seja de

12 V com corrente contínua, e tivesse baixo consumo.

Uma lâmpada com estas características está em uso em um sistema de

iluminação fotovoltaica de um parque na cidade de Ipatinga em MG (Fig. 25).

Fig. 25 – Vista geral da pista de caminhada em Ipatinga.

Um trecho do artigo divulgado pela Prefeitura da Cidade de Ipatinga, em

seu site oficial, resume a sua descrição:

“Ipatinga é ainda a primeira cidade do Estado a utilizar energia solar na iluminação pública. O projeto experimental foi instalado na pista de caminhada da Avenida Itália, bairro Cariru, num trecho, de 400 metros. Estão em funcionamento 19 postes, cada um com um sistema fotovoltaico independente. O sistema é composto de duas placas, importadas do Japão, que captam os raios solares. As células fotovoltaicas convertem os raios em energia elétrica que é armazenada numa bateria automotiva com

83

capacidade para 150 ampéres por hora. Essa carga alimenta a lâmpada especial de 36 watts a vapor de sódio de baixa pressão, importada da Inglaterra, que funciona com 12 volts em corrente contínua. O equivalente a cerca de 30 ampéres são consumidos por noite. Desse modo o sistema pode funcionar até cinco noites sem receber carga nenhuma. As placas podem captar raios solares mesmo em dias nublados, e só em presença de nuvens muito negras e baixas e sob chuva, elas param de funcionar.” 20

Este sistema de iluminação

pública, apesar de se aproximar

às especificações da intenção

deste estudo, ainda não é

desenvolvido para o uso de

iluminação em vias de circulação

de autos, substituindo os

sistemas convencionais.

Observa-se também que o

comentário do artigo acima não

explica é que após as 5 noites, a

bateria estará completamente

descarregada. Isto é fatal para

baterias de chumbo-ácido,

mesmo que seja de descarga

profunda, o que não é o caso das

automotivas especificadas.

O gráfico 10, mostra a eficiência da lâmpada SOX, como é conhecida

tecnicamente esta lâmpada de sódio de baixa pressão, quando comparada à

outras lâmpadas. Ela foi descrita anteriormente, no capítulo sobre lâmpadas

(3.4.2) utilizáveis em sistemas fotovoltaicos, e como visto, possui a mais alta

eficiência já conseguida em produtos comerciais, mas não é comercializada no

Brasil. O gráfico 10 a compara com outros tipos de lâmpadas.

Fig. 26 – Detalhe do poste de iluminação.

84

Legenda do Gráfico 10:

1 Lâmpada GLS (incandescente),

2 Lâmpada halógena de tungst. (tensão plena),

3 Lâmpada de mercúrio tungstênio,

4 Lâmpada fluorescente compacta,

5 Lâmpada fluorescente convencional,

6 Lâmpada fluorescente de alta eficiência ,

7 Lâmpada de mercúrio de alta pressão,

8 Lâmpada de sodio-xenón,

9 Lâmpada de halogênio metálico,

10 Lâmpada de sódio de alta pressão,

11 Lâmpada de sódio de baixa pressão,

12 Lâmpada de indução (Endura)

[Fonte: Catálogo Osram Lighting]

Pelo gráfico, observa-se que as lâmpadas SOX são tão eficientes que a de

36W possui uma eficiência maior do que a de vapor de sódio de alta pressão de

1000W, a recordista até então. Isto não quer dizer que tenha um maior fluxo

luminoso, mas que produz mais lumens por Watt consumido.

7.2.6 – ALTURA DE MONTAGEM

O próximo parâmetro a ser definido, uma vez definidas as necessidades de

iluminância do logradouro e escolhidas as lâmpadas e as luminárias, é a altura de

montagem das luminárias e o espaçamento entre os postes. Como regra prática,

a altura de montagem (Hm) deverá ser igual à largura da via acrescentada dos

passeios e o espaçamento entre os postes deverá ser, no máximo, três vezes a

altura de montagem.

36W

18W

1000W

Gráf. 10 – Eficiências relativas

85

Uma especial atenção ao relacionarmos ao fluxo luminoso de uma lâmpada

à altura de montagem do poste, deverá ser dada para evitar o “zebramento”, ou

seja, a instalação de pontos com alto fluxo luminoso em baixas alturas, criando

zonas de alternância entre excesso e falta de luminosidade. Isto ocorrerá quando

o fator de uniformidade for baixo e o de desuniformidade, alto. Para evitar esta

ocorrência, devemos nos orientar pela tabela abaixo:

ALTURA DE MONTAGEM (Hm) FLUXO LUMINOSO MÁXIMO (lm)

> 3 e até 4 m 6.500

> 4 e até 8 m 14.000

> 8 e até 12 m 25.500

Acima de 12 m 46.500

7.2.7 – DISPOSIÇÃO DOS POSTES E LUMINÁRIAS

Após a definição das lâmpadas, das luminárias, e da altura de montagem,

dever-se-á escolher disposição dos postes na via. São quatro os tipos básicos 24:

Posteação unilateral:

Quando a largura da pista (L) for igual

ou menor que a altura de montagem

(Hm). Neste caso espera-se que a

iluminância da parte oposta da pista

seja menor.

Posteação bilateral alternada:

Quando a largura da pista medir

entre 1 e 1,6 vezes a altura de

montagem.

Tab. 18 – Fluxos luminosos máximos para as alturas dos postes 24

Fig. 27 – Posteação unilateral

Fig. 28 – Posteação biilateral alternada

86

Posteação bilateral frente a

frente:

Quando a largura da pista for

superior a 1,6 vezes a altura de

montagem.

Central:

Quando a largura da pista é

maior que 1,6 vezes a altura

de montagem e a largura do

canteiro central não ultrapassa

6 metros.

Uma variante da posteação central ocorrerá, quando o canteiro central exceder a

largura de 6 metros, devendo possuir a configuração conforme a fig. 31.

Fig. 29 – Posteação bilateral frente a frente

Fig. 31 – Posteação central dupla

Fig. 30 – Posteação central

87

CAPÍTULO VIII – PROJETO PILOTO

8.1 – PROJETOS DESENVOLVIDOS PELO CEPEL 8.1.1 - PROTÓTIPOS O CEPEL (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica), empresa do sistema

Eletrobrás, possui na ilha do Fundão uma grande variedade de protótipos de

energias alternativas (eólica e solar). Estes são derivados de pesquisas e testes

de vários sistemas e componentes distintos. Destacaremos alguns dos projetos

destinados para iluminação pública, mas ressaltando que se destinam a

comunidades isoladas do interior do Brasil, onde a energia convencional é

indisponível. Além disto prestam-se para iluminação de praças ou ruas que não

possuem, muitas vezes, sequer calçamento. Não podem ser comparados com a

proposta deste trabalho, mas podemos tirar algumas conclusões.

Os sistemas fotovoltaicos de iluminação pública adotados foram de dois

tipos principais: o 1º com uma lâmpada compacta PL de 11 W de 12 V e o 2º com

duas lâmpadas iguais ao primeiro (conforme apresentados nas Figs. 32 à 34).

Nos dois tipos, além das lâmpadas, dos painéis solares e das baterias, utilizam

controladores de carga e sensores luminosos (photo sensors) para desligamento

automático. Os sistemas foram dimensionados para operar com uma autonomia

de duas noites. 21

88

Fig. 32 - Protótipo de poste desenvolvido pelo CEPEL, com a utilização de dois painéis solares muticristalinos e luminária com 02 (duas) lâmpadas fluorescentes compactas de 11W.

Fig. 34 - Detalhe da parte superior do sistema, com a bateria acondicionada em compartimento apropriado, protegendo-a das intempéries. Observa-se também que a luminária não é de alto desempenho.

Fig. 33 - Vista do mesmo poste, pela sua parte posterior. Observa-se o posicionamento da bateria no topo do poste.

89

Na Fase 1 do PRODEEM, as caixas para instalação das baterias (vide Fig.

34) e os controladores de carga eram projetados e fabricados pelo CEPEL, que

instalou também a maioria dos sistemas. Logo após instalados, foram relatados

que os sistemas não funcionaram bem em campo. Na Fase 2, todos os

componentes do sistema foram similares aos da fase anterior, mas foram

adquiridos através de licitações. Também foram detectados problemas logo de

início. Na Fase 3, os sistemas fotovoltaicos para iluminação pública foram

cancelados (ver tabela do PRODEEM), pois sua qualidade e seu custo/benefício

foram considerados insatisfatórios.21 Os motivos oficiais estão citados em

relatório enviado ao PRODEEM, mas não pudemos ter acesso.

Fig. 35 - Protótipo de poste de iluminação pública, utilizando um painel monocristalino e lâmpada de vapor de sódio. Observa-se que neste, a bateria situa-se na base do poste.

Fig. 36 - Detalhe da base, onde aloja-se a bateria. Apesar da melhoria estética, a facilidade do roubo de baterias desencorajou esta solução.

90

A natureza do projeto do CEPEL tardou em levar em conta fatores de

“ordem social”, ou de forma amena, “costumes dos brasileiros”. Trata-se do furto

de partes, ou do todo, do sistema. Enquanto os sistemas fotovoltaicos de

bombeamento de água e de iluminação residencial eram mantidos com zelo pelos

usuários/proprietários, os de iluminação pública ficaram à mercê de ladrões, pois

Fig. 38 - Detalhe da bateria em teste, substituindo a existente na base do poste.

Fig. 37 - Protótipo com dois painéis multicristalinos, utilizando também lâmpada de vapor de sódio, com uma bateria extra, em anexo por fora, para teste.

91

não tinham “dono” já que nenhuma concessionária se responsabilizava pelo

patrimônio da União. Foram relatados que painéis eram (e são) vendidos na feira

de Caruaru, por exemplo. Já as baterias eram furtadas por donos de carros das

próprias regiões onde se localizavam os sistemas. Posteriormente, considerou-se

um erro, a utilização de baterias automotivas nos sistemas públicos, pois a

economia inicial transformou-se em perda quase total, além do que, como já

discutido no capítulo IV, não são indicadas para sistemas fotovoltaicos. Uma

bateria específica otimizaria o sistema e, apesar de mais cara, não seria roubada

por não servir para outro uso. Tal relato foi feito por um engenheiro do CEPEL

que pediu para não ser identificado, pois estes fatos não constaram dos relatórios

encaminhados ao PRODEEM.

8.1.2 – PROJETO PADRÃO ADOTADO PELO CEPEL 22

O projeto padrão adotado pelo PRODEEM, para a fase 1, nos sistemas

com 01 lâmpada, é composto de:

01 Módulo Fotovoltaico Siemens M55;

01 Estrutura de Suporte do Módulo;

01 Bateria DELCO 12V x 65 Ah;

01 Braço de Fixação da Luminária;

01 Luminária com Lâmpada PL 11W;

01 Reator Eletrônico 12Vcc;

01 Controlador de Carga Siemens, com Fotorelê;

01 Conjunto de Cabos para Interligação;

01 Caixa de Bateria;

01 Conjunto de Ferragens de Fixação.

Os componentes para os sistemas de 02 lâmpadas são os seguintes:

01 Módulo Fotovoltaico Siemens M75;

01 Estrutura de Suporte do Módulo;

01 Bateria DELCO 12V x 105 Ah;

01 Braço de Fixação da Luminária;

01 Luminária com 02 Lâmpadas PL 11W;

92

02 Reatores Eletrônicos 12Vcc;

01 Controlador de Carga Siemens, com Fotorelê;

01 Conjunto de Cabos para Interligação;

01 Caixa de Bateria;

01 Conjunto de Ferragens de Fixação.

Fig. 39 – Esquema geral mostrado no manual de instruções de montagem

Fig. 40 – Esquema do braço mostrado no manual de instruções de montagem

93

8.1.3 – PRODUTOS DA INICIATIVA PRIVADA A iniciativa privada também oferece modelos prontos, com painéis

fotovoltaicos, bateria e seu respectivo alojamento, luminária, lâmpada, controlador

de carga e poste.

Como já mostrado no capítulo anterior, em Ipatinga está sendo utilizado

um destes produtos, fornecido pela japonesa Kyocera (Fig. 42), cuja descrição

técnica consta daquele capítulo. Cada conjunto, custou, em março de 2002, cerca

de R$ 2.680,00. Outro fornecedor, a Heliodinâmica; é a única indústria nacional

do setor. Este conjunto, chamado de Heliolux (Fig. 41), utiliza lâmpada de 9 W,

bateria de 100Ah/12V e painel Heliowatt de fabricação própria. O preço do

conjunto, em junho de 2002, era de R$ 3.140,00, sem bateria.

Tais iniciativas demonstram que começa a surgir mercado para este tipo de

produto.

Fig. 41 – Poste da Heliodinâmica Fig. 42 – Poste da Kyocera

94

8.2 – PROJETO DO MODELO 8.2.1 – JUSTIFICATIVA DO PARTIDO ADOTADO Um projeto usual de poste de iluminação com fonte fotovoltaica, como visto

nos subtítulos anteriores, é apresentado na forma individual ou por grupo de

postes na mesma posição e localização, ou seja, cada poste ou grupo destes, tem

o seu cálculo de dimensionamento. O elemento mais diferenciado é o painel, pelo

seu posicionamento, dada a procura pela sua inclinação de forma a maximizar a

captação de raios solares.

Para um uso em escala, como o proposto neste trabalho, a individualização

do cálculo é um fator limitador. Além disto, seguem-se outros inconvenientes:

- Impossibilidade da execução de postes com mais de uma pétala com

painéis independentes, pois um fatalmente faria sombra no outro, ou,

caso alinhados em um arranjo, necessitariam de uma grande área;

- Painéis conjugados para múltiplas luminárias significam interligação dos

sistemas;

- Sistemas interligados dificultam e encarecem a manutenção, pois

recordemos que os painéis deverão ser idênticos assim como as

baterias em caso de substituição de um elemento do arranjo;

- Exclusividade na montagem e na manutenção, uma vez que cada

painel deverá ser direcionado para o norte verdadeiro e inclinado de

acordo com a latitude local;

- Investimentos em treinamento de instaladores e fiscalização dos

serviços de montagem e,

- Não menos importante, em se tratando do autor ser um arquiteto,

estética indiscutivelmente “inaceitável”, apresentando um aspecto de

“solução improvisada”, como temos atualmente.

Pode parecer uma irracionalidade, um desperdício, propor que os painéis

trabalhem no plano horizontal, mas com um dimensionamento adequado do

painel, compensa-se esta deficiência na incidência solar, além do que, não

estamos propondo algo para regiões de latitudes elevadas, e sim para os trópicos.

95

Em conversa informal com o Sr. Hamilton Moss, coordenador de

CRESESB (Centro de Referência para Energia Solar e Eólica Sérgio Salvo Brito),

foi-lhe indagado porquê não se costuma utilizar atualmente os “trackes” (Fig. 43),

posto que, ao seguirem precisamente a normal com os raios solares, otimizam o

sistema. A resposta foi simples: “quando os painéis eram absurdamente caros, os

trackers eram utilizados para economizar painéis; hoje utiliza-se mais painéis para

economizar os trackers”. Ou seja com a redução do preço dos painéis solares,

não mais compensam buscar soluções complexas para alcançar a melhor posição

do sol. Este foi o princípio adotado no desenvolvimento do projeto piloto: apostar

na redução progressiva dos preços dos painéis e simplificar os sistemas,

barateando o conjunto.

Conforme citado no Capítulo I, de 1960 até 2000, o custo dos painéis

solares baixou de U$ 40.000,00/W para U$ 6,00/W. esta tendência continua, pois

seu uso está se difundindo rapidamente, principalmente nos países do Primeiro

Mundo, onde a demanda por energia não mais pode depender apenas de usinas

Fig. 43 - Tracker c/ 12 painéis fotovoltaicos em utilização no CEPEL

96

nucleares ou da queima de combustível fóssil. Segundo Hermann Scher 23,

mantendo-se a taxa anual de extração de urânio em 60 Kt, as reservas mundiais

conhecidas, esgotar-se-ão na década de 2030. Nos EUA, não se constróem

reatores nucleares desde 1973 e na Alemanha desde 1987. Estes países, mais a

Suécia, a Suíça e o Canadá já anunciaram a intenção de abandonar esta fonte de

geração. A França, a Bélgica e a Inglaterra não têm previsão para construção de

novas usinas.

Quanto às reservas de recursos fósseis, o quadro não é mais animador. As

reservas dos chamados de recursos de petróleo não convencionais (óleos

pesados, areias asfálticas, xistos betuminosos e jazidas petrolíferas localizadas

em águas profundas ou em regiões polares) findar-se-ão, na melhor das

previsões em 2050, mantendo-se o ritmo atual de extração. Já o gás natural e o

petróleo, conforme ilustra o gráfico 11, esgotar-se-ão respectivamente, na década

de 2060 e 2040, caso suas reservas sejam estimadas de modo otimista. Não

estamos falando de um futuro longínquo, mas de algumas décadas.

Gráf. 11 – Reservas e disponibilidades temporais de petróleo e gás

97

Este quadro (Gráf. 11) nos mostra claramente, que o único caminho, e a

curto prazo será a utilização de fontes renováveis, notadamente as energias

eólica e solar. Muitos países europeus e a maior parte da América do Norte não

podem usufruir, como nós, de fontes hídricas, devido ao congelamento dos lagos

e rios no inverno. Isto profetiza que o barateamento dos painéis fotovoltaicos é

uma questão de vida ou morte, literalmente. Devido à globalização, a banalização

da tecnologia fotovoltaica chegará a nós, juntamente com preços bem acessíveis.

8.2.2 – PROPOSTA FÍSICA DO CONJUNTO

Partindo-se do propósito de simplificação do projeto, optou-se por uma

solução que reunisse as melhores características técnicas, padronização dos

componentes para facilitar a produção e a manutenção e modularidade, para

atender às diversas situações de iluminação pública. Foi adotado o partido de

“pétalas independentes e autônomas”, isto é, cada pétala da luminária seria uma

unidade completa, composta de todos os elementos necessários ao seu pleno

funcionamento, excetuando-se um aparelho foto-sensor, comum para todo o

sistema para garantir que todas as luminárias do mesmo poste possam acender e

desligar simultaneamente.

Fig. 44 – Modelo de pétala com 02 painéis – perspectiva transparente

D

E

B

F

H

C

A

G

98

♦ A – Um ou dois painéis;

♦ B – Bateria;

♦ C – Luminária com lâmpada;

♦ D – Foto-sensor;

♦ E – Módulo de união de outras pétalas e fixação ao poste;

♦ F – Alojamento para bateria e controlador de carga;

♦ G – Alojamento para luminária e para reator/inversor se for o caso;

♦ H – Corpo da pétala.

Este princípio possui inúmeras vantagens, tendo como única desvantagem

a impossibilidade da inclinação otimizada do painel, por razões já justificadas. O

partido adotado de painéis horizontais, permite a colocação do poste em qualquer

lugar da região estudada, em qualquer posição e garante que todas as pétalas de

todos os postes receberão a mesma intensidade luminosa. Por isto o sistema

pode ser padronizado para a mesma região. Pequenos ajustes, na potência do

painel, ou no dimensionamento da bateria podem adequar o conjunto para outras

regiões, sem alterar a configuração básica.

Fig. 45 – Modelo de pétala com 02 painéis – perspectiva vista superior

99

As pétalas autônomas garantem também que, caso um componente falhe,

as outras pétalas continuarão em funcionamento, e no caso de manutenção, a

pétala inteira pode ser substituída, agilizando o serviço, e após consertada,

poderá ser utilizada em qualquer outro poste. Isto elimina completamente a

obrigatoriedade, já citada, de, em se tratando de arranjos de painéis e em bancos

de baterias, de se utilizar sempre produtos idênticos. Para a administração pública

isto é muito vantajoso, pois não depende-se de um único fornecedor, podendo

então, buscar os melhores preços. Além disto, os serviços de manutenção podem

ser centralizados.

Foram desenvolvidos dois tipos de pétalas, uma com 02 painéis para

lâmpada mais potente, e outro com 01 painel. A primeira, possui um braço mais

longo para avançar mais em direção ao eixo das vias. Dependendo da caixa de

tráfego do logradouro, poderá ser utilizada em apenas um lado. A pétala com 01

painel, mais curta, poderá ser usada nos dois lados.

Fig. 46 – Modelo de pétala com 02 painéis – perspectiva vista inferior

100

A diversidade das vias, foi atendida com uma gama enorme de opções. Pode-

se escolher e combinar:

♦ A altura do poste 4. 6, 8, 10 ou 12m;

♦ Comprimento do braço/potência da lâmpada;

♦ Número de pétalas;

♦ Colocação nos passeios ou canteiros centrais

♦ Adaptação para que, no mesmo poste, um braço maior e mais alto, fique para

a via e outro menor e mais baixo, para o passeio (Fig. 52).

Dentro das combinações possíveis, pode-se atender a várias situações

físicas e de níveis de iluminamento, adequando a potência da lâmpada, a altura

do poste, e o espaçamento entre eles.

As aplicações também são várias:

♦ Calçadões;

♦ Vias costeiras;

♦ Estacionamentos;

♦ Eventos temporários;

Fig. 47 – Modelo de pétala com 01 painel – perspectiva vista superior

101

Inicialmente pensou-se na execução dos corpos das pétalas em alumínio

fundido ou injetado e polido, garantido leveza e resistência a atmosfera agressiva

do litoral. Mas outros materiais podem ser adequados, como aço inoxidável ou

fibra de vidro. As aberturas circulares nas laterais reduzem o peso e a resistência

do ar.

Pela inclinação mínima do painel (apenas para não acumular água da

chuva), uma manutenção periódica se fará necessária para a limpeza dos painéis,

principalmente para a remoção de dejetos de aves e a remoção de eventuais

ninhos. Um fio de nylon, esticado no perímetro superior do painel pode ser

suficiente para dificultar o pouso das aves.

Fig. 48 – Perspectiva de modelo de poste de altura de 04 à 06 metros, com duas pétalas de 01 painel

Fig. 49 – Perspectiva de modelo de poste de altura de 04 à 06 metros, com uma pétala de 01 painel

102

A sujeira provocada pela poluição, maresia e detritos levados pelo vento, apesar

de serem facilmente removidos com as chuvas, também poderão ser limpos nesta

manutenção periódica, garantindo a eficiência máxima dos painéis solares

durante todo o ano.

Esta manutenção poderá ser feita com caminhões equipados com gruas ou

plataformas pantográficas hidráulicas, comuns em manutenção semafórica, sendo

este último o mais adequado para a substituição das pétalas. Como o projeto

Fig. 50 – Perspectiva de modelo de poste de altura de 08 à 12 metros, com três pétalas de 02 painéis

Fig. 51 – Perspectiva de modelo de poste de altura de 08 à 12 metros, com quatro pétalas de 02 painéis

103

destina-se à vias públicas, o acesso de

veículos para esta finalidade é livre e sem

restrições.

8.2.3 – OBTENÇÃO DE DADOS PARA CÁLCULO DO ILUMINAMENTO Revisando os passos do cálculo do iluminamento visto no capítulo anterior,

começa-se pela escolha das lâmpadas e das luminárias. Os outros fatores

determinantes são a altura da luminária, a quantidade destas por poste e o

espaçamento destes. Para estes modelos, foram escolhidas as lâmpadas de

vapor de sódio de baixa pressão descritas no capítulo VII. A de 18W para as

pétalas menores e de 36W para as pétalas maiores. As luminárias deverão ser

específicas para este tipo de lâmpada.

Quanto à altura dos postes, a proposta é que estes sejam produzidos em 5

alturas diferentes: 4, 6, 8, 10 e 12 metros. Como esta está relacionada com a

largura do logradouro e do passeio, pode-se contemplar uma grande gama de

vias, desde vielas à pistas com 3 ou 4 faixas de rolamento.

Fig. 52 – Perspectiva de modelo de poste de altura de 08 à 12 metros, com uso misto: via de tráfego e passeio

104

O espaçamento entre os postes então, pela variedade de alturas, poderá

ser de 12m (para postes de 4m) até 32m (para os de 12m), para luminárias

“convencionais” ,de acordo com as regras descritas no capítulo VII: 24

♦ A altura de montagem

(Hm), deverá ser igual à

largura da pista, mais o

acostamento, ou passeio

(L).

♦ O espaçamento entre os

postes (e) deverá ser

igual ou inferior à 3 vezes

a Hm.*

*Em alguns casos, postes

com luminárias eficientes podem

ter e = 5 x Hm.

Como já se definiu que as lâmpadas serão de 18 e 36 Watts, com

respectivos fluxos luminosos de 1.800 e 4.800 lumens, o problema de

“zebramento” está afastado.

O próximo, e último, passo é o cálculo do nível de iluminância a ser obtido,

de acordo com a classificação da via pela tabela 15, do capítulo anterior.

Como não temos uma via definida, veremos então, calculando os níveis de

iluminância do modelo proposto em todas as suas configurações, onde eles se

encaixam, e quais as vias poderiam ser atendidas utilizando-se o sistema.

Como os modelos propostos possuem 05 alturas diferentes (4, 6, 8, 10 e

12m), 02 tipos de lâmpadas (18 e 26W) e 04 opções no número de pétalas (1, 2,

3 ou 4); as configurações possíveis são 40. Não só para facilitar as coisas, mas

por razões óbvias de economia nem todas as configurações são viáveis. Faremos

L

Hm

Fig. 53 – Relação de proporção entre a altura da luminária e a largura da via 24

105

uma redução para as configurações mais prováveis. Não se justificam postes

muito baixos com várias pétalas de alta potência, tampouco postes altos com

poucas luminárias de baixa potência, portanto o universo pode ser reduzido para

16 tipos diferentes, conforme o quadro a seguir:

NÚMERO DE PÉTALAS ALTURA (h)

LÂMPADA (W) 01 02 03 04 18 4m18w1p 4m18w2p 4 36 18 6m18w1p 6m18w2p 6 36 6m36w1p 6m36w2p 6m36w3p 18 8 36 8m36w1p 8m36w2p 8m36w3p 8m36w4p 18 10 36 10m36w1p 10m36w2p 10m36w3p 10m36w4p 18 12 36 12m36w4p

Para obtenção do valor da iluminância no solo, no plano horizontal, é

necessário conhecer: 25

♦ O fluxo luminoso da lâmpada;

♦ O ângulo de incidência da luz;

♦ A altura da luminária e

♦ A quantidade de candelas por 1000 lúmens emitida pela luminária para cada

ângulo de incidência (Fig. 54).

O fluxo luminoso das lâmpadas à serem utilizadas no projeto são

conhecidos. O da lâmpada de 18 W é de 1.800 lm e o da de 36 W é de 4.800 lm.

O ângulo de incidência (θ) é determinado em função distância (d) do ponto

desejado (P) ao poste e da altura (h) do mesmo, conf. Fig. 48. A fórmula

trigonométrica a seguir define o seu cálculo: 25

Tab. 19 – Tipos prováveis e possíveis de postes

θ = arc tg d h

106

Para cada poste deverá ser calculada a luminância que produz no solo,

variando pela sua altura, potência e número de pétalas.

A quantidade de candelas por 1.000 lúmens, gerada pela luminária, é

obtida através da Curva de Distribuição Luminosa (CDL), obtida com o fornecedor

da luminária. Tal valor varia de luminária para luminária e define o rendimento da

mesma. Para cada ângulo (θ) de

abertura, um novo valor será dado à

intensidade luminosa.

A CDL à ser adotada neste

trabalho, será a de uma luminária

espanhola, modelo Multivac IXP,

fabricada pela Indalux, que apesar de

não ser projetada para iluminação de

vias automotivas, é a única, por nós

encontrada para as lâmpadas

escolhidas. Certamente, esta

substituição irá incorrer em erro na iluminância obtida, mas será menor do que se

Fig. 54 – Cálculo do ângulo

Fig. 55 – CDL da luminária Multivac IXP

107

utilizasse-mos a CDL de outra luminária adequada ao uso viário, mas para uma

lâmpada diferente. Tal erro não será grande o suficiente para inviabilizar o projeto.

A CDL está representada no gráfico da figura 55.

As curvas geradas correspondem aos vetores que, originados da

lâmpada, que possuem a intensidade luminosa de 1.000 lúmens obtidos por uma

determinada quantidade de candelas da lâmpada, em três seções diferentes: à 0º

(paralela à rua), à 45º e 90º (perpendicular à rua). No caso as CDL na figura 55,

as representações estão em amarelo, verde e vermelho, respectivamente. A

figura 56, ilustra a obtenção das seções.

8.2.4 – CÁLCULO DE ILUMINAMENTO DO MODELO O iluminamento sob uma fonte de luz não é uniforme. Geralmente quanto

mais próximo da lâmpada, maior este será. Caso deseje-se conhecer a

iluminância sob um ponto de luz, desde que a altura for no mínimo 5 vezes o

tamanho da fonte luminosa – que no nosso caso sempre será – aplica-se a

fórmula: 22

Fig. 56 – Modelo de Distribuição de Intensidades Luminosas

108

Ou, na Fig. 57:

Onde E é a iluminância (lux), I é a intensidade luminosa (lm) e d, ou h, é a

distância (m) da superfície horizontal ao ponto de luz. Tal fórmula também serve

para o cálculo em outro ponto que não esteja sob a luz, mas desde que esta

chegue de modo perpendicular. Quando a fonte de luz não é perpendicular à

superfície que se deseja iluminar – nosso caso – o cálculo deverá levar em

consideração o ângulo de incidência (θ) – Fig. 57 - segundo a fórmula: 25

Na figura a seguir, observa-se que quanto maior a distância do ponto à

perpendicular da luz, maior é o ângulo e maior é a distância até a fonte luminosa,

e como a fórmula indica, a iluminância é inversamente proporcional ao quadrado

da distância.

Mas aí é que entra a CDL: para cada ângulo, a radiação em cd/1.000lm é

diferente, visto que a luminária não irradia de forma igual para todas as direções.

Para cada ângulo, o valor da quantidade de candelas por 1.000 lumens deverá

ser obtido, por aproximação ao da curva na CDL da luminária escolhida.

E = I h²

E = I d²

Fig. 57 – Ângulos de incidência em função da distancia à base

E = Iθ x cos³ θ d²

109

Como temos vários valores pré definidos para h, calcularemos o ângulo

obtido para diversos pontos de 2 em 2 metros da perpendicular da luz, conforme a

tabela abaixo, utilizando a fórmula anteriormente citada em 8.2.3: θ = arc tg d

h

ALTURA DOS POSTES (m) DIST. HORIZ. 4 6 8 10 12

0 0,00º 0,00º 0,00º 0,00º 0,00º 2 26,56º 18,43º 14,04º 11,310 9,46º 4 45,00º 33,69º 26,56º 21,80º 18,43º 6 56,31º 45,00º 36,87º 30,96º 26,56º 8 63,43º 53,13º 45,00º 38,66º 33,69º

10 68,20º 59.03º 51,34º 45,00º 39,81º 12 71,57º 63,43º 56,31º 50,19º 45,00º 14 74,05º 66,80º 60,26º 54,46º 49,40º 16 75,96º 69,44º 63,43º 57.99º 53,13º 18 77,47º 71,57º 66,04º 60,95º 56,31º 20 78,69º 73,30º 68,20º 63,43º 59,04º

Analisando estes ângulos, também poderemos observar que não há

situações que poderiam causar ofuscamento, pois não possuem ângulos com

incidência superior à 80º.

De posse dos ângulos possíveis, podemos agora buscar no CDL as

incidências dobre os mesmos. Como o propósito com este cálculo é apenas

testar a viabilidade do sistema, calcularemos a iluminância média de alguns tipos:

1. Poste de 01 pétala com lâmpada de 18Watts com altura de 4 metros;

2. Poste de 01 pétala com lâmpada de 36Watts com altura de 8 metros;

3. Poste de 02 pétalas com lâmpadas de 36Watts com altura de 8 metros;

4. Poste de 03 pétalas com lâmpadas de 36Watts com altura de 8 metros;

5. Poste de 04 pétalas com lâmpadas de 36Watts com altura de 8 metros e

6. Poste de 04 pétalas com lâmpada de 36Watts com altura de 12 metros.

Tab. 20 – Ângulos de incidência em função da distancia à base

110

1º) Poste de 01 pétala com lâmpada de 18Watts com altura de 4 metros:

E = Iθ x cos³ θ I = 1.800 W d²

θ (º) cd/1000W I (lm) Iθ (cd) D (m) E (lux) 0,00 231,45 1.800,00 416,61 4 26,04 26,56 218,30 1.800,00 392,94 4 17,57 45,00 167,87 1.800,00 302,166 4 6,68 56,31 116,48 1.800,00 209,664 4 2,24

Transportando os dados obtidos, para a situação uma perspectiva,

obtemos a visualização desta distribuição luminosa:

65

0.00º / 231.45 cd/1000 lm

45.00º / 167.87 cd/1000 lm

56.31º / 116.48 cd/1000 lm

26.56º / 218.30 cd/1000 lm

60º

30º

260 195 130

0º

Tab. 21 – Iluminâncias geradas por 01 lâmpada de 18 W em poste de 4 metros

Fig. 58 – CDL da luminária escolhida para poste de 4 metros

111

Caso a distância entre os postes seja a indicada anteriormente – o triplo da

altura – esta será de 12 m. Neste caso somando-se as iluminâncias de dois

postes, temos a iluminância total. Para calcular-mos a iluminância média, soma-

se as iluminâncias e divide-se pelo total de contribuições; ou seja:

Iluminância Média = [26,04+17,57+(6,68+2,24)+(2,24+6,68)+17,57+26,04]÷6

Neste primeiro cálculo de iluminância

média, obtivemos o valor de :

Im = 17,51 lux

Fig. 59 – Distribuição luminosa gerada por um poste

Fig. 60 – Distribuição luminosa gerada por dois postes

112

2º, 3º e 4º) Postes de 01 à 03 pétalas, com lâmp. de 36W, com altura de 8 m:

E = Iθ x cos³ θ I = 4.800 W d²

θ (º) cd/1000W I (lm) Iθ (cd) D (m) E (lux) 0,00 231,45 4.800,00 1.110,96 8 17,36 14,04 229,12 4.800,00 1.099,78 8 15,69 26,56 218,30 4.800,00 1.047,84 8 11,72 36,87 198,71 4.800,00 953,81 8 7,63 45,00 167,87 4.800,00 805,78 8 4,45 51,34 139,55 4.800.00 669,84 8 2,55 56,31 116,48 4.800,00 559,10 8 1,49 60,26 96,41 4.800,00 462.77 8 0,88 63,43 78,72 4.800,00 377,86 8 0,47 66,04 67,87 4.800,00 325,78 8 0,34 68,20 60,86 4.800,00 292,13 8 0,23

Os valores obtidos acima correspondem à iluminância gerada por 01

lâmpada. Se aumentarmos o número de pétalas, o aumento em lux será

proporcional. Por exemplo, a iluminância sob o poste com duas pétalas será igual

a 2 x 17,36 = 34,72; com três pétalas, 3 x 17,36 = 52,08 e com quatro, 4 x 17,36 =

69,44 lux.

51.34º / 139.55 cd/1000 lm

0º

45.00º / 167.87 cd/1000 lm

36.87º / 198.71 cd/1000 lm

26.56º / 218.30 cd/1000 lm

14.04º / 229.12 cd/1000 lm0.00º / 231.44 cd/1000 lm

60º

30º

68.20º / 60.86 cd/1000 lm66.04º / 67.87 cd/1000 lm63.43º / 78.72 cd/1000 lm60.26º / 96.41 cd/1000 lm

56.31º / 116.48 cd/1000 lm

260 130195 65

Fig. 61 – CDL da luminária escolhida para postes de 8 metros

Tab. 22 – Iluminâncias em lux geradas por 01 lâmpada de 36W com 8 m de altura

113

A distância entre os postes é outro fator determinante da iluminância final.

Façamos um ensaio com três distâncias: 24, 32 e 40m.

POSTES DISTANTES 24 METROS ILUMINÂNCIAS (lux)

POSTE 1 POSTE 2 1 LAMP. 2 LAMP. 3 LAMP. 4 LAMP. 17,36 17,36 34,72 52,08 69,44 15,69 15,69 31,38 47,07 62,76 11,72 0,23 11,95 23,9 35,85 47,80 7,63 0,34 7,97 15,94 23,91 31,88 4,45 0,47 4,92 9,84 14,76 19,68 2,55 0,88 3,43 6,86 10,29 13,72 1,49 1,49 2,98 5,96 8,94 11,92 0,88 2,55 3,43 6,86 10,29 13,72 0,47 4,45 4,92 9,84 14,76 19,68 0,34 7,63 7,97 15,94 23,91 31,88 0,23 11,72 11,95 23,9 35,85 47,80

15,69 15,69 31,38 47,07 62,76 17,36 17,36 34,72 52,08 69,44

I m (lux) 9,66 19,33 28,99 38,65

POSTES DISTANTES 32 METROS

ILUMINÂNCIAS (lux) POSTE 1 POSTE 2 1 LAMP. 2 LAMP. 3 LAMP. 4 LAMP.

17,36 17,36 34,72 52,08 69,44 15,69 15,69 31,38 47,07 62,76 11,72 11,72 23,44 35,16 46,88 7,63 7,63 15,26 22,89 30,52 4,45 4,45 8,9 13,35 17,8 2,55 2,55 5,1 7,65 10,2 1,49 0,23 1,72 3,44 5,16 6,88 0,88 0,34 1,22 2,44 3,66 4,88 0,47 0,47 0,94 1,88 2,82 3,76 0,34 0,88 1,22 2,44 3,66 4,88 0,23 1,49 1,72 3,44 5,16 6,88

2,55 2,55 5,1 7,65 10,2 4,45 4,45 8,9 13,35 17,8 7,63 7,63 15,26 22,89 30,52 11,72 11,72 23,44 35,16 46,88 15,69 15,69 31,38 47,07 62,76 17,36 17,36 34,72 52,08 69,44

I m (lux) 7,39 14,78 22,17 29,56

Tab. 23 – Iluminâncias geradas por postes distantes 24 metros

Tab. 24 – Iluminâncias geradas por postes distantes 32 metros

114

POSTES DISTANTES 40 METROS ILUMINÂNCIAS (lux)

POSTE 1 POSTE 2 1 LAMP. 2 LAMP. 3 LAMP. 4 LAMP. 17,36 17,36 34,72 52,08 69,44 15,69 15,69 31,38 47,07 62,76 11,72 11,72 23,44 35,16 46,88 7,63 7,63 15,26 22,89 30,52 4,45 4,45 8,9 13,35 17,8 2,55 2,55 5,1 7,65 10,2 1,49 1,49 2,98 4,47 5,96 0,88 0,88 1,76 2,64 3,52 0,47 0,47 0,94 1,41 1,88 0,34 0,34 0,68 1,02 1,36 0,23 0,23 0,46 0,92 1,38 1,84

0,34 0,34 0,68 1,02 1,36 0,47 0,47 0,94 1,41 1,88 0,88 0,88 1,76 2,64 3,52 1,49 1,49 2,98 4,47 5,96 2,55 2,55 5,1 7,65 10,2 4,45 4,45 8,9 13,35 17,8 7,63 7,63 15,26 22,89 30,52 11,72 11,72 23,44 35,16 46,88 15,69 15,69 31,38 47,07 62,76 17,36 17,36 34,72 52,08 69,44

I m (lux) 5,98 11,96 17,95 23,93

Verificaremos agora o fator de desuniformidade nos três casos, com 04

luminárias, mas lembrando que o resultado independe disto:

1º) Postes a cada 24m: Emax = 69,44 Emin = 11,92 Fd = 5,8

2º) Postes a cada 32m: Emax = 69,44 Emin = 3,76 Fd =18,5

3º) Postes a cada 40m: Emax = 69,44 Emin = 1,36 Fd =51,0

Podemos analisar que no primeiro caso, onde a distância entre os postes

é o indicado (e = 3Hm), o Fd é adequado a praticamente todos tipos de vias. Onde

esta distância foi e = 4Hm, mostrou-se inadequado para praticamente todos os

tipos de vias. Já onde e = 5Hm, o Fd mostrou-se inaceitável par qualquer via.

Tab. 25 – Iluminâncias geradas por postes distantes 40 metros

115

5º) Poste de 4 pétalas, com lâmpadas de 36W e com altura de 12m:

θ cd/1000W I (lm) Iθ (cd) h (m) E (lux) 0,00 231,45 4.800,00 1.110,96 12,00 7,72 9,46 230,47 4.800,00 1.106,26 12,00 7,37 18,43 225,09 4.800,00 1.080,43 12,00 6,41 26,56 218,30 4.800,00 1.047,84 12,00 5,21 33,69 204,92 4.800,00 983,62 12,00 3,94 39,81 189,55 4.800,00 909,84 12,00 2,86 45,00 167,87 4.800,00 805,78 12,00 1,98 49,40 147,78 4.800,00 709,34 12,00 1,36 53,13 130,99 4.800,00 628,75 12,00 0,94 56,31 116,48 4.800,00 559,10 12,00 0,66 59,04 102,96 4.800,00 494,21 12,00 0,47

Fazendo cálculos similares aos exemplos anteriores e distribuindo-os na

tabela 27, encontraremos as iluminâncias referentes aos números de pétalas.

49.40º / 147.73 cd/1000 lm

56.31º / 116.48 cd/1000 lm

45.00º / 167.87 cd/1000 lm

53.13º / 130.99 cd/1000 lm

59.04º / 102.96 cd/1000 lm

39.81º / 189.55 cd/1000 lm

26.56º / 218.30 cd/1000 lm18.43º / 225.09 cd/1000 lm

33.69º / 204.92 cd/1000 lm

9.46º / 230.47 cd/1000 lm

30º

0.00º / 231.44 cd/1000 lm

260 195

0º

65130

60º

Fig. 62 – CDL da luminária escolhida para postes de 12 metros

Tab. 26 – Iluminâncias em lux geradas por lâmpadas de 36W com 12 m de altura

116

Podemos comprovar que todos os casos testados conseguem, com louvor,

produzir uma iluminância mais do que a mínima necessária para o uso em

iluminação pública, em qualquer tipo de via, das secundárias às arteriais.

POSTES DISTANTES 36 METROS ILUMINÂNCIAS (lux)

POSTE 1 POSTE 2 1 LAMP. 2 LAMP. 3 LAMP. 4 LAMP. 7,72 7,72 15,43 23,15 30,86 7,37 7,37 14,75 22,12 29,49 6,41 6,41 12,81 19,22 25,63 5,21 5,21 10,41 15,62 20,83 3,94 3,94 7,87 11,81 15,74 2,86 2,86 5,73 8,59 11,46 1,98 1,98 3,96 5,93 7,91 1,36 1,36 2,72 4,07 5,43 0,94 0,47 1,41 2,82 4,23 5,64 0,66 0,66 1,33 2,65 3,98 5,30 0,47 0,94 1,41 2,82 4,23 5,64

1,36 1,36 2,72 4,07 5,43 1,98 1,98 3,96 5,93 7,91 2,86 2,86 5,73 8,59 11,46 3,94 3,94 7,87 11,81 15,74 5,21 5,21 10,41 15,62 20,83 6,41 6,41 12,81 19,22 25,63 7,37 7,37 14,75 22,12 29,49 7,72 7,72 15,43 23,15 30,86

I m (lux) 4,10 8,19 12,29 16,38

O fator de desuniformidade para postes a cada 36m, também

apresentaram-se dentro do permitido para a maioria das vias:

Emax = 30,86 Emin = 5,30 Fd = 5,82

Apesar de se apresentaram valores de iluminância inferiores à 1/3 da

média, conforme orientado no capítulo VI, estes estão muito próximos à este

limite:

Emed = 16,38 Emin = 5,30 1/3 Emed = 5,46

Tab. 27 – Iluminâncias geradas por postes de 12 m distantes 36 metros

117

É muito importante relatar que apesar do sucesso obtido na avaliação dos

desempenhos teóricos dos modelos, as lâmpadas utilizadas nos cálculos ainda

não são as mais eficientes no mercado. Ainda dentro da linha SOX, a Philips

possui o tipo Master Sox – E, cuja eficiência é ainda maior. Enquanto a lâmpada

utilizada no teste do modelo gera 4.800 lm de fluxo luminoso, a nova linha da

Philips produz 6.100 lm com os mesmos 36 Watts. Ou seja, a eficiência chega a

subir de 133 para 169 lm/W – 27% a mais. A da linha similar da OSRAM alcança

5.700 lm com 36 Watts.

Tais lâmpadas não foram aplicadas no modelo porque não foi encontrada,

dentro dos fornecedores pesquisados, nenhuma luminária que a utilizasse em

iluminação pública – ou em qualquer outro uso - muito menos dados de

rendimento, com CDL’s, por exemplo. Sem estas informações os cálculos seriam

impossíveis. Diga-se de passagem, que a quantidade de informações técnicas

fornecida pelos fabricantes é insignificante; principalmente das indústrias

nacionais. Em sites ou em catálogos, geralmente apenas desenhos, ou raramente

fotos, são disponíveis.

Os resultados obtidos nestes cálculos tendem, então, a se tornar muito

mais promissores.

118

ECP (A) = PTC (W) ÷ TNS (V)

CAPÍTULO IX – DIMENSIONAMENTO DOS COMPONENTES

9.1 – DADOS NECESSÁRIOS PARA DIMENSIONAR O SISTEMA Conforme o roteiro proposto no Capítulo V, os dados necessários para

dimensionar o sistema são:

Tensão nominal do sistema: 12 V

Potência exigida pela carga: 18 ou 36 W

Horas de utilização das cargas: 12 h

Localização geográfica do sistema: 22,92º S

Autonomia prevista: 2,5 dias

9.2 – CÁLCULO DO CONSUMO DE CARGAS 12

As cargas utilizadas neste modelo resumem-se à lâmpada. Em ambos os

modelos (18 W ou 35/36 W) a corrente será contínua.

A Potência Total das Cargas, à ser considerada nos cálculos, será então

apenas a da lâmpada. Substituindo-se na fórmula do Capítulo VI, obtemos:

A Estimativa da Corrente de Pico será:

PTC (W) = Σ Cargas CC + (Σ Cargas CA x 1,15)

PTC (W) = 18 ou PTC (W) = 36

119

O Consumo Diário será:

O Consumo Ampère-hora Corrigido é:

A Corrente de Projeto é:

ECP (A) = 18 W ÷ 12 (V) = 1,5 A

ECP (A) = 36 (W) ÷ 12 (V) = 3 A

CD (Ah/dia) = PTC (W) x CSD (h) ÷ TSN (V)

CD (Ah/dia) = 18 W x 12 h ÷ 12 V = 18 Ah/dia

CD (Ah/dia) = 36 W x 12 h ÷ 12 V = 36 Ah/dia

CAC (Ah/dia) = CD (Ah/dia) ÷ 0,98 ÷ 0,95

CAC (Ah/dia) = 18 Ah/dia ÷ 0,98 ÷ 0,95 = 19,33 Ah/dia

CAC (Ah/dia) = 36 Ah/dia ÷ 0,98 ÷ 0,95 = 38,67 Ah/dia

CP (A) = CAC (Ah/dia) ÷ INSOLAÇÃO (h)

CP (A) = 38,67 Ah/dia ÷ 6 h = 6,44 A

CP (A) = 19,33 Ah/dia ÷ 6 H = 3,22 A

120

9.3 – DIMENSIONAMENTO DAS BATERIAS 12

Para o dimensionamento da(s) bateria(s), é necessário que o tipo já tenha

sido definido. Como para este projeto busca-se a excelência em todos os

componentes, buscando a máxima eficiência – dentro de um custo razoável - a(s)

bateria(s) não será(ão) automotivas. O acumulador será chumbo-cálcio, pela sua

boa relação custo-benefício, e do tipo estacionária e selada, adequada ao uso em

sistemas fotovoltaicos, apesar do seu ciclo de vida ser relativamente curto. O

número de Dias de Armazenamento será de 2,5. Para os sistemas de 18 W, a

Capacidade Nominal da Bateria será de:

Para os sistemas de 36 W, a CNB será:

Com os valores obtidos em Ampères/hora, pode-se utilizar apenas

uma bateria por sistema, pois os valores alcançados são disponíveis no mercado.

9.4 – DIMENSIONAMENTO DOS PAINÉIS 12

De forma análoga às baterias, os painéis, em seu tipo, já devem estar

definidos. Buscando-se a máxima eficiência, dentro da limitação solar imposta

pelo partido adotado, descarta-se o amorfo. O tipo escolhido foi o cristalino. Neste

caso o Fator de Correção do Módulo é de 0,9. Para a obtenção da Corrente de

Projeto Corrigida do sistema de 18 W:

CNB (Ah) = CAC (Ah/dia) x DA (dias) ÷ PDM ÷ DT

CNB (Ah) = 19,33 Ah/dia x 2,5 dias ÷ 0,6 ÷ 1 = 80,54 Ah

CNB (Ah) = 38,67 Ah/dia x 2,5 dias ÷ 0,6 ÷ 1 = 161,12 Ah

CPC (A) = CP (A) ÷ FCM

CPC (A) = 3,22 A ÷ 0,9 = 3,58 A

121

Para o sistema de 36 W:

Como a bibliografia pesquisada não propõem um tipo de cálculo específico

para painéis horizontais, como o adotado no modelo, o cálculo acima foi feito

como se a inclinação fosse a normal aos raios solares pela média anual, ou seja,

igual a latitude local. Como sabemos que isto certamente fará diferença no

rendimento dos painéis, alguma compensação deverá ser feita.

Como a latitude da cidade do Rio de Janeiro é de 22,92º Sul, fazendo um

esquema simples (Fig. 59), constata-se que a falta de inclinação “reduz” a

superfície do painel em 7,9%. Se num raciocínio objetivo, supormos que a área do

painel é diretamente proporcional a energia gerada pelo mesmo, o painel plano

gerará 92,1% do que se na inclinação adequada.

CPC (A) = 6,44 A ÷ 0,9 = 7,16 A 23°

100% 92,1%

Fig. 63. Comparativo do aproveitamento da luz solar.

122

Mesmo podendo haver algum erro no raciocínio acima, um aumento de

8,6% nas Correntes de Projeto Corrigidas deverá compensar estas perdas.

Portanto, os painéis deverão ser de:

Para o modelo de 18 W: 3,89 A.

Para o modelo de 36 W: 7,77 A.

Como já citado, a especificação dos painéis se dará por Ampère, e não por

Watts. Isto significa que acabaram-se os cálculos dos painéis.

9.5 – DIMENSIONAMENTO DO CONTROLADORES DE CARGAS Para especificação dos controladores, os painéis já deverão estar

escolhidos, pois estes deverão suportar a Corrente de Curto-circuito do painel,

além da carga – em Ampères – das lâmpadas.

9.6 – ESPECIFICAÇÃO DOS COMPONENTES

A especificação dos componentes não visa determinar os fabricantes do

modelo, mas apenas para demonstrar que os valores alcançados são compatíveis

com elementos à disposição no mercado e também para que se possa estimar

uma ordem de grandeza do custo do projeto. Todos os componentes citados

foram escolhidos em sites de fornecedores na Internet. Suas especificações

foram extraídas de informações dos sites oficiais dos fabricantes.

As lâmpadas à serem utilizadas neste modelo já foram definidas no

capítulo anterior por necessidade do cálculo de iluminamento. Serão as de vapor

de sódio de baixa pressão, conhecidas tecnicamente como SOX. Seus principais

fabricantes são a SIEMENS, OSRAM e a PHILIPS. As especificações que se

seguem referem-se às da Philips, pois o catálogo disponível estava mais

completo, apesar da testada no modelo ter sido de 36W da Osram.

123

CÓDIGO POTÊNCIA COMPRIM. VIDA ÚTIL FLUXO LUMIN. TEMP. COR

SOX18 18 W 21,6 cm 14.000 h 1.800 lm 1.700 K

SOX35 35 W 30,1cm 18.000 h 4.800 lm 1.700 K

As baterias poderão ser, para o sistema menor, a Delphi Freedom 1500 e

para o maior a Delphi Freedom 3000. Estes produtos foram escolhidos porque

são fabricados no Brasil, apesar de existirem, no mercado internacional, produtos

mais adequados. Seus dados estão dispostos na tabela abaixo:

BATERIA Delphi Freedom 1500 Delphi Freedom 3000

Tensão Nominal 12 V 12 V

90 Ah em 100 h até 10,5 V 185 Ah em 100 h até 10,5 V Capacidade Nominal

80 Ah em 10 h até 10,5 V 160 Ah em 10 h até 10,5 V

Comprimento 313 mm 510 mm

Largura 175 mm 213 mm

Altura 190 mm 230 mm

Peso 23 Kg 46 Kg

Tensão de Flutuação 13,5 V à 27ºC 13,5 V à 27ºC

Tensão de Carga. 15,5 V à 27ºC 15,5 V à 27ºC

Tab. 28 – Dados das lâmpadas SOX 18W e 35W

Fig. 64 – Lâmpada SOX 18W Fig. 65 – Lâmpada SOX 35W

Tab. 29 – Dados da bateria adotada para o sistema

124

É muito importante ressaltar que

apesar de a vida útil da bateria

estacionária ser longa, cerca de 18 a 25

anos, o que realmente interessa,

conforme já visto no capítulo IV, é o

ciclo de vida da bateria, que é variável e

diretamente proporcional à profundidade

da descarga. Ou seja, quanto mais

profundamente a bateria for

descarregada, menor será o seu número

de ciclos conforme o gráfico 12, fornecido

pelo fabricante. Caso um eficiente

controlador de carga, não permita uma descarga superior à 25% da capacidade

da bateria, esta durará, teoricamente, 3,01 anos (1.100 ciclos). Caso esta

descarga alcance 50%, durará apenas 1,37 anos (500 ciclos).

Fig. 66 – Bateria Estacionária da Delphi

Gráf. 12 – Ciclo de vida da bateria estacionária da Delphi

125

Os painéis solares , poderão ser também de vários fabricantes, com a

preferência apenas para o formato mais alongado possível, para melhor

adequação estética ao modelo proposto. Por exemplo, os fabricados pela

holandesa Philips e pela japonesa Kyocera, apresentam formatos retangulares

mas com comprimento e largura muito próximos, quase uma forma quadrada. Já

os painéis da alemã Siemens (Fig. 67), são mais alongados.

Este fator fez com que fosse este o fabricante sugerido para a composição

do conjunto. O modelo escolhido foi o SP65 para os dois tipos de pétalas. Um

para a menor e 02 para a maior. Suas especificações são:

POTÊNCIA 65 W

TENSÃO NOMINAL 16,5 V

CORRENTE NOMINAL 3,95 A

GERAÇÃO DIÁRIA 19,75 Ah/dia

CORRENTE DE CURTO-CIRCUITO 4,5 A

COMPRIMENTO 1200 mm

LARGURA 597 mm

ESPESSURA 56 mm

PESO 7,6 Kg

O controlador de carga , uma vez que já escolhido um painel, este deverá

suportar os 1,5 A da lâmpada, para a pétala menor e 3,0 A da maior, assim como

os 4,5 A, ou 9,0 A, da corrente de curto circuito do painel. Para manter uma

harmonia, optou-se pelos modelos Solsum 6.6X e SR12, distribuídos pela

Siemens Brasil, respectivamente para os dois tipos de pétalas.

MODELO Solsum 6.6X SR12

MÁXIMA CORRENTE DE MÓDULO 6 A 12 A

MÁXIMA CORRENTE PARA CARGA 6 A 12 A

TENSÃO 12 / 24 V 12 / 24 V

Fig. 67 – Painel SP65 Tab. 30 – Características do painel SP65

Tab. 31 – Características dos controladores de carga da Siemens Brasil

126

CAPÍTULO X – ESTIMATIVAS DE CUSTOS E COMPARATIVOS

10.1 – CUSTOS DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS PROPOSTOS Os custos aproximados dos componentes (não inclusas as taxas de

importação ou fretes para os produtos importados) para as pétalas de 18 e 36 W

estão dispostos respectivamente nas tabelas abaixo :

COMPONENTE MODELO FABRICANTE PREÇO

LÂMPADA obs 1 SOX18 PHILIPS US$ 58.42

LUMINÁRIA obs 2 MULTIVAC IXP INDALUX US$ 42.85

BATERIA obs 3 Delphi Freedom 1500 DELPHI R$ 300,00

PAINEL SOLAR obs 3 SP65 SIEMENS R$ 1.435,00

CONTROL. DE CARGA obs 3 6.6X SOLSUM R$ 145,00

COMPONENTE MODELO FABRICANTE PREÇO

LÂMPADA obs 1 SOX35 PHILIPS US$ 64.77

LUMINÁRIA obs 2 MULTIVAC IXP INDALUX US$ 42.85

BATERIA obs 3 Delphi Freedom 3000 DELPHI R$ 470,00

PAINEL SOLAR obs 3 (2) SP65 SIEMENS R$ 2.870,00

CONTROL. DE CARGA obs 3 SR12 Steca GmbH R$ 280,00

obs 1 Preço pesquisado na Internet em sites estrangeiros específicos de produtos de iluminação. obs 2 Preço fornecido pela distribuidora no Rio de Janeiro dos produtos Indalux e Conipost. obs 3 Preço pesquisado na Internet em sites específicos de produtos fotovoltaicos no Brasil.

Tab. 32 – Custos dos componentes da pétala de 18W

Tab. 33 – Custos dos componentes da pétala de 36W

127

Os preços das luminárias foram incluídos, pois, mesmo esta sendo

incorporada ao corpo da pétala, deverá existir, mesmo sabendo que o seu custo

final será menor do que o estimado por utilizar apenas seus componentes

internos e a lente.

Estes custos não englobam ainda os custos do corpo das pétalas, o

módulo de união das pétalas nem o próprio poste. Quanto às pétalas e os

módulos de união, este custo poderá ser apenas estimado, posto que o produto

não existe. Já os postes, para efeito de ordem de grandeza, foram adotados os da

Conipost, tradicional fornecedora para a cidade do Rio de Janeiro, em aço, da

Série 0000, Classe 60, segundo a tabela 38.

CÓDIGO ALTURA (mm)

Ø BASE (mm)

Ø TOPO (mm)

BASE (mm)

PREÇO (R$)

0004/B 4.000 104 60 180 192,27 0006/B 6.000 126 60 180 310,00 0008/B 8.000 148 60 255 404,02 0010/B 10.000 170 60 255 539,54 0012/B 12.000 192 60 255 736,04

Para efeito de comparação com um sistema convencional, tomemos como

base um poste de 8 metros de altura, equipado com uma pétala de 35W. a

composição dos custos ficará conforme a tabela 39.

COMPONENTE MODELO CUSTO EM REAIS CUSTO EM DÓLAR LÂMPADA SOX35 R$ 204,02 US$ 64.77 LUMINÁRIA MULTIVAC IXP R$ 134,98 US$ 42.85 BATERIA Delphi F. 3000 R$ 470,00 US$ 149.21 PAINÉIS SOLARES SP65 R$ 2.870,00 US$ 911.11 CONT. DE CARGA SR12 R$ 280,00 US$ 88.89 PÉTALA R$ 200,00 US$ 63.49 POSTE obs 2 0008/B R$ 404,02 US$ 128.26

TOTAIS R$ 4.563,02 US$ 1,448.58

Os valores, parecem altos, mas recordemo-nos que durante as reformas

urbanísticas da cidade do Rio de Janeiro, o Rio Cidade, na primeira administração

Tab. 34 – Postes que podem ser adotados no sistema fotovoltaico

Tab. 35 – Custos dos componentes de poste de 10m c/ 36W

128

do prefeito César Maia, cada poste do bairro de Ipanema custou US$ 8,000.00.

Apesar de este custo ter sido considerado alto pela população e pela Câmara dos

Vereadores na época, mesmo sob suspeita de superfaturamento, foram

empregados. Portanto, quando há vontade política, o custo é de importância

secundária.

10.2 – CUSTOS DO SISTEMA CONVENCIONAL Para ter-mos uma base de custo de um sistema convencional, para uma

comparação grosseira com o sistema fotovoltaico, tomemos como base um poste

curvo de 8,00 m com uma luminária de alto desempenho equipada com uma

lâmpada de vapor de sódio de alta pressão de 70W. O custo do fornecimento da

energia elétrica pago à concessionária também deverá ser computado. Este

custo, segundo informações da Rioluz *, pode ser calculado pelo total pago no

mês de Agosto de 2002 – R$ 5.365.378,93 – pelo consumo de energia do mesmo

mês – 36.575,46 MWh. O MWh, portanto é de R$ 146,69, e o Wh, R$ 0,0001466.

Quanto à luminária, esta encontra-se disponível em todo o país

provenientes dos mais diversos fabricantes e em vários níveis se sofisticação. A

escolhida para efeito de cotação foi uma de alta eficiência fabricada no Brasil pela

Indalux.

Os preços de mercado obs 4, podem ser listados na tabela 40:

COMPONENTE MODELO CUSTO EM REAIS CUSTO EM DÓLAR

LÂMPADA VSAP NAV-E70 (28000h) R$ 25,00 US$ 7.94

LUMINÁRIA 150 LBR-K R$ 210,00 US$ 66.67

REATOR Eufon R$ 36,00 US$ 11.43

POSTE CURVO Conipost 1008/BJB R$ 489,57 US$ 155.42

ENERGIA (dia) P/ 70W x 12h/dia R$ 0,123 US$ 0.039

TOTAIS (EXCETO ENERGIA) R$ 760,57 US$ 241.46

* Informações gentilmente fornecidas pelo Sr. Luiz Carlos Alves Lima – Gerente de Controle de Produção da RIOLUZ. obs 4 Preços pesquisados em distribuidores locais.

Tab. 36 – Custos de alguns componentes para iluminação pública convencional

129

Comparando os custos iniciais, verifica-se que a estimativa de custos do

sistema fotovoltaico é seis vezes maior que os do sistema tradicional.

Pelo gráfico 13, observa-se

que as lâmpadas de vapor de

sódio de baixa pressão de 36 W

podem ser comparadas às de 70

W de alta pressão. A curva em

vermelho no gráfico N, indica uma

iluminância de 5.000 lumens.

Enquanto a primeira possui uma

eficiência de aproximadamente

130 lm/W, perfazendo então, para

36 W, 4.680 lm, a segunda, com

uma eficiência de 80 lm/W, obter-

se-á para 70 W, 5.600 lm. Esta é a

justificativa para a escolha da

lâmpada de 70 W para comparação

com o sistema convencional.

É importante ressaltar que, nestes custos iniciais a infra-estrutura ainda

não está computada. As obras para ligação dos postes entre si e à rede da

concessionária, quase sempre subterrânea, também é cara, mas o valor somente

pode ser precisado para casos específicos. De forma genérica, os custos com as

fundações dos postes são quase idênticos, estando o diferencial na abertura de

cavas para os cabos e seus dutos, caixas de ligação herméticas e a eventual

recomposição do passeio. Fora os gastos com equipamentos elétricos, como por

exemplo, transformadores.

Estes custos específicos do sistema tradicional, calculados com base no

Catálogo de Referência do EMOP – Empresa de Obras Públicas – somam, para

uma distância de 24 metros entre postes, o valor de R$ 1.313,58 (US$ 417.01).

VSAP 70W

VSBP 36W

Gráf. 13 – Comparativos de Eficiências

130

Neste caso, excluem-se os transformadores que são fornecidos e mantidos pela

concessionária local.

Isto aumenta os custos de implantação do sistema tradicional de US$

241.46 para US$ 658.47. Com isto a proporção nos custos imediatos de

implantação do sistema cai de 6x1, para 2x1, aproximadamente.

Algo muito importante que deve ser considerado, é que nossas estimativas

de custo contemplam apenas – no caso do sistema tradicional – os investimentos

realizados “pós-concessionária”. Para uma avaliação mais justa, deveríamos

também computar os custos de implantação desde o projeto da hidrelétrica que o

supre. As despesas da construção e operação da hidrelétrica e das linhas de

transmissão, da distribuição e transformação, assim como da alimentação – seja

aérea ou subterrânea – são pagas direta ou indiretamente pelo contribuinte, este

usuário final da iluminação pública. Como citado anteriormente, este valor é

subsidiado, mas isto é indiferente, visto que o sacado será o mesmo.

Tomemos como referencial do custo inicial de construção de uma

hidrelétrica, a de Belo Monte no Estado do Pará, que está atualmente em fase de

licitação. O custo estimado para a sua construção é da ordem de US$

5,052,800,000.00. O custo da construção das linhas de transmissão está também

estimado em US$ 293,400,000.00. a capacidade de produção energética será de

11.182 MW e a extensão das linhas de transmissão será de 3.300 Km. Então, o

custo estimado total do empreendimento será de US$ 5,346,200,000.00. Isto

representa um custo inicial de US$ 478,107.37/MW, ou seja US$ 0.478/W. 25

Há também o custo de geração e de transmissão até a distribuidora que

ainda não foi computado. A tabela 37 nos dá uma idéia destes custos. O custo

médio (entre 42 usinas) é de US$ 5.78/MW. Estes custos já estão embutidos na

conta mensal da concessionária, mas a amortização do custo inicial é muito lenta.

Um investimento desta magnitude demora décadas para se pagar.

131

Usinas Potência Firme MW

Custo de Geração & Transmissão US$ / MWh

Alto Rio Grande (7 usinas) 1.838 5,07 Marimbondo, Água Vermelha, São Simão 2.932 4,83 Bacia Paranaíba (12 usinas) 3.536 5,50 Bacia Tibagi (8 usinas) 990 7,47 Ilha Solteira 1.708 5,46 Ilha Grande 2.698 5,27 Bacia Rio Doce (10 usinas) 1.050 6,85 Média 2.107 5,78

10.3 – CUSTOS DE UTILIZAÇÃO DOS SISTEMAS

Os custos dos sistemas não podem ser apenas comparados com os custos

iniciais, conforme apresentados anteriormente. Uma simulação dos gastos, ao

longo do tempo é fundamental, para que se possa comparar os dois sistemas. A

durabilidade dos componentes é o fator mais importante.

A durabilidade da lâmpada de vapor de sódio de alta pressão é bem maior

do que a de baixa pressão. A sua expectativa de vida é de cerca de 28.000 horas,

ou seja, caso funcionem 12 horas por dia – ou noite para ser mais preciso –

durarão em média 2.333,33 dias ou 6,39 anos. Estas possuem uma longevidade

10.000 horas maior do que a de baixa pressão adotada no sistema fotovoltaico,

que é capaz de operar, nas suas 18.000 horas de vida útil, apenas 1.741,46 dias,

ou 4,77 anos.

Os componentes exclusivos do sistema fotovoltaico – bateria e painéis

solares – também pesam no custo de utilização destes sistemas. Itens como

postes, luminárias, reatores e controladores de carga, não possuem vida útil

limitada como os anteriores, portanto não serão computados.

Listando-se numa tabela os custos e as expectativas de vida dos

componentes do sistema proposto, podemos estimar os custos anuais de

Tab. 37 – Custos de geração e transmissão 27

132

reposição, excluindo-se a mão de obra para esta manutenção. Para esta

estimativa anual, devemos levar em consideração que, como já citado, a

longevidade dos painéis solares ainda é desconhecida; portanto foi estimado um

prazo de 30 anos, posto que o painel escolhido – da Siemens – possui, só de

garantia, 25 anos.

COMPONENTE CUSTO VIDA ÚTIL GASTO / ANO

PAINÉIS SOLARES US$ 911.11 30 ANOS US$ 30.37

BATERIA US$ 149.21 3,01 ANOS US$ 49.57

LÂMPADA US$ 64.77 4,77 ANOS US$ 14.21

TOTAL / ANO US$ 94.15

Como pudemos observar, as despesas anuais com as baterias superam,

em muito, as com os painéis, apesar de possuem um impacto muito maior nos

custos iniciais.

Os custos no sistema tradicional também podem ser listados para efeito

comparativo:

COMPONENTE CUSTO VIDA ÚTIL GASTO / ANO

LÂMPADA US$ 7.94 6,39 ANOS US$ 1.24

ENERGIA (dia) US$ 0.039 1 ANO US$ 14.28

TOTAL / ANO US$ 15.52

Como pode-se observar, os custos operacionais também são seis vezes

mais baixos que os obtidos com os sistemas fotovoltaicos.

Convém ressaltar que o valor da energia pago pela Prefeitura da Cidade do

Rio de Janeiro (R$ 0,14697 / kWh) é subsidiado, pois o valor cobrado em

residências, por exemplo é de R$ 0,32156 / kWh. Ou seja, para a iluminação

Tab. 38 – Custos anuais de reposição do sistema proposto

Tab. 39 – Custos anuais de reposição do sistema convencional

133

pública, o valor da energia é 45,7% da cobrada normalmente. Mesmo se

ignorarmos este fato, os custos anuais seriam de US$ 32.53 ao ano; muito abaixo

ainda do custo de utilização obtido com o sistema fotovoltaico de US$ 94.15.

Observa-se ainda que, num uso de iluminação “doméstica” da energia

fotovoltaica, com uma despesa anual de US$ 32.53 de pagamento à

concessionária, cobrir-se-ia o valor da depreciação anual estimada dos painéis de

US$ 30.37. Assim como, também para um “uso doméstico”, as lâmpadas seriam

bem mais baratas e econômicas e certamente não seriam utilizadas por 12

horas/dia. Da mesma forma, as baterias seriam muito menos exigidas e

provavelmente durariam por toda a sua vida útil. Obviamente estas são apenas

conjecturas, mas demonstram que o sistema num “uso doméstico” pode ser

vantajoso a médio ou longo prazo; diferentemente do que constatamos com a

iluminação pública.

134

CAPÍTULO XI – CONCLUSÃO Pelos resultados obtidos nos capítulos VIII e IX, provou-se que os sistemas

são tecnicamente viáveis e com desempenho perfeitamente adequado às normas

de iluminação pública. Mas, referindo-se ao capítulo X, quanto aos custos obtidos

a partir dos partidos adotados, estes se demostraram demasiadamente caros

para os padrões de um país que não depende da queima de recursos fósseis ou

da geração nuclear, comprometido com metas de redução de poluentes ou com

um futuro próximo de ausência destas fontes energéticas.

Enquanto nossa principal fonte energética for através das hidrelétricas,

podemos especular que as fontes e os preços não se alterarão muito. Mas, como

já citado, com a tendência decrescente dos preços dos elementos dos sistemas

fotovoltaicos, pode ser que haja num futuro, um ponto de equilíbrio em que

compense, economicamente, a utilização de fotovoltaicos para iluminação

pública.

Poderíamos também tentar reduzir os custos do partido adotado, mas

analisando item por item, constataríamos que muito pouco poderia ser alterado.

Quanto as lâmpadas , estas se mostraram adequadas tecnicamente, tanto

pela eficiência quanto pela durabilidade. Uma lâmpada fluorescente compacta,

mesmo custando uma fração do preço, exigiria uma carga muito maior do

sistema. Como a eficácia deste tipo de lâmpada é de apenas 60 lm/W, contra os

130 lm/W da SOX de 36 W, necessitar-se-ia de um consumo de 78 Watts para

gerar a mesma iluminância. Isto significaria um dimensionamento mais do que

dobrado, para painéis e baterias, o que elevaria os custos para os outros

135

componentes e/ou uma proximidade maior dos postes. O que sem dúvida poderia

ser alterado, é a substituição da SOX convencional pela Master SOX - E, que

conforme visto na pág. 117, possui uma eficiência maior em 27%. Provavelmente

é mais cara, mas haveria uma redução proporcional (27%) nas áreas de painéis e

no dimensionamento da bateria. Conforme menções anteriores, esta simulação

não pode ser feita devido à falta de dados técnicos.

Quanto às baterias , conseguir-se-ia custos anuais bem menores, caso

fossem utilizadas baterias específicas para sistemas fotovoltaicos, mas preferiu-

se a utilização de um modelo estacionário, posto que as para uso fotovoltaico não

são seladas, necessitando de complementação periódica do nível dos eletrólitos

em suas células. Isto representaria um custo maior em relação à manutenção,

posto que em um banco de baterias, isto não chega a ser um inconveniente, mas

no topo de postes e dispostas isoladamente...

Fora o fato de que estas são geralmente destinadas a sistemas de porte

maior, o que comprometeria a intenção de pétalas independentes. Os fatos de

possuírem um tamanho maior, serem importadas e a forçosa necessidade de

operar na posição horizontal também apontam na direção de que a bateria

escolhida é compatível. Devemos também levar em consideração que os

melhoramentos tecnológicos nos acumuladores para aplicações em fotovoltaicos,

caminham em passos largos. Talvez não compensasse um investimento inicial

alto em um produto que pudesse se tornar obsoleto em poucos anos. A troca da

bateria escolhida por outro modelo, tipo ou tecnologia, não altera de forma alguma

a especificação dos outros componentes. Basta ajustar o controlador de carga

para as suas características.

Quanto aos painéis fotovoltaicos , que apesar do seu custo inicial

representar o item mais caro, curiosamente não representaram o maior dispêndio

anual. Seus preços no mercado internacional continuam em queda e a eficiência,

devido aos avanços tecnológicos, aumenta. Os utilizados no sistema proposto são

os mais eficientes, mas não os mais baratos. Painéis amorfos poderiam reduzir o

custo inicial, mas a sua durabilidade, com já visto, é menor, o que aumentaria o

136

custo de utilização. Mesmo assim, o aumento da área necessária para os painéis

– menos eficientes – poderia fazer com que estes não se adequassem à proposta

de pétalas independentes.

Uma redução razoável poderia ser conseguida apenas abandonando-se a

proposta de pétalas independentes e adotando-se bancos de baterias

desenvolvidas para sistemas fotovoltaicos e painéis amorfos, como já citado; mas

tais medidas somente produziriam resultados para postes com várias pétalas. Isto

“engessaria” a versatilidade do sistema, o que não é indicado pois como vimos, o

iluminamento necessário varia de acordo com a via, e esta não é padronizada.

137

BIBLIOGRAFIA OBRAS CITADAS: 1 BUTTI, Ken; PERLIN, John. A Golden Threat. Londres: Marion Boyars

Publishers Ltd, 1995. 289p.

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10 MINISTÉRIO DA CIÊNCIA E TECNOLOGIA. Situação e Perspectivas das

Novas Fontes de Energia Renovável no Brasil. Financiamento da Energia

Renovável. Disponível em:

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22/07/2002.

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Acesso em 27/07/2002.

21 GALDINO, Marco A. PRODEEM – The Braziliam Programme for Rural

Eletrification Using Photovoltaics. RIO 02 – World Climate & Energy Event,

janeiro 6-11, 2002. Rio de Janeiro. CEPEL. 2002.

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22 PRODEEM. Manual de Instalação de Sistemas Fotovoltaicos. 27/01/1997.

23 SCHEER, Hermann; Economia Solar Global: Estratégia para a

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24 BARBOSA, Robson; ALMEIDA, João G. Pereira de, . Manual de Iluminação

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Acesso em 11/12/2002.

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<http://www.mct.gov.br.clima/comunic_old/hidrel03.htm. Acesso em

15/12/2002.

OBRAS CONSULTADAS:

VELLOSO, Márcia M. Pimenta; Gestão Ambiental d Pesquisa Operacional

dos Impactos no Ciclo Cicardiano dos Projetos de Iluminação Pública;

1998. 141f. Tese (Doutorado em Engenharia de Produção) - Universidade

Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro. 1998.

140

ANEXOS

Fig. 64 – Radiação solar global diária, média anual (MJ/m².dia) 26

141

TABELA DE CONVERSÃO

RADIAÇÃO SOLAR – Unidades e Fatores de Conversão Para Converter de: Para: Multiplique por:

cal/cm² J/cm² 4,1868 cal/cm². min W/m² 697,8

cal/cm² kWh/m² 0,01163 J/cm² cal/cm² 0,23885 J/cm² kWh/m² 0,0027778

KWh/m² cal/cm² 85,985 KWh/m² J/cm² 360 Langley cal/cm² 1 W/m² cal/cm².min 0,0014331 W/m² mcal/cm².s 0,023885

MJ/m².dia kWh/m².dia 0,27778 Langley/dia kWh/m².dia 0,01163

Tab. 43 – Unidades para radiação solar e fatores de conversão 14

142

GLOSSÁRIO Auto-descarga É um processo espontâneo, que se deve a processos

químicos, de perda da carga, que ocorre em todas as baterias quando não

estão em uso, em menor ou maior grau,. Sua taxa é especificada como a

porcentagem da capacidade nominal perdida a cada mês.

Bateria Refere-se a um grupo de células conectadas eletricamente

em série e/ou paralelo para produzir uma tensão e/ou corrente mais

elevada do que a que pode ser obtida por uma só célula.

Capacidade É a quantidade de Ampères-hora que pode ser retirada de

uma bateria quando esta apresenta carga plena. Também pode expressar

a quantidade de energia, em Watt-hora ou quilowatt-hora.

Capacidade Nominal É a estimativa do fabricante para o total de Ampères-

hora que pode ser retirado de uma bateria nova para os valores

especificados de corrente de descarga, temperatura e tensão de corte.

Capacidade Instalada É o total de Ampères-hora que pode ser retirado de

uma bateria nova para os valores especificados de corrente de descarga,

temperatura e tensão de corte.

Capacidade Disponível É o total de Ampères-hora que pode ser retirado de

uma bateria sob condições operacionais incluindo de taxa de descarga,

temperatura, estado inicial de carga, idade e tensão de corte.

Capacidade de Energia É o número total de Watts-hora que pode ser retirado

de uma bateria totalmente carregada. Exemplo: uma bateria de 200 Ah

deve fornecer 200 A por 1 hora, ou 100 A por 2 horas ou 50 A por 4 horas.

Carga É a conversão de energia elétrica em potencial eletroquímico no

interior da célula.

143

Célula É a unidade eletroquímica básica de uma bateria. Sua tensão

característica depende dos materiais nela contidos. Uma célula é uma

combinação de dois eletrodos e um eletrólito.

Ciclo É a seqüência carga-descarga de uma bateria até uma determinada

profundidade de descarga.

Ciclo de Vida É o número de vezes que uma bateria suporta ser carregada

e descarregada. Quanto maior for a profundidade de descarga, menor será

o ciclo de vida de uma bateria. Também chamado de vida cíclica.

Densidade de Energia É o valor obtido dividindo-se a Energia Nominal

(capacidade de energia) normalizada pelo volume ou peso da bateria. Sua

unidade é Wh/Kg.

Descarga É o processo de retirada de corrente de uma bateria através da

conversão de potencial eletroquímico em energia elétrica no interior da

célula.

Descarga Profunda É quando a descarga ultrapassa 50% da capacidade

da bateria. Não deve ser aplicada em baterias não projetadas para tal, sob

pena de danos irreversíveis.

Eficiência No caso de baterias, é a relação entre a saída útil e a entrada. Pode

ser expressa em: Eficiência Coulômbica – quantidade de Ah retirada

durante a descarga e a necessária para restaurar a carga inicial; Eficiência

de Tensão – relação entre a voltagem média durante a descarga e a

necessária para restaurar a tensão ou Eficiência de Energia – relação entre

a carga retirada durante a descarga e a necessária para restaurar a carga

inicial.

Para lâmpadas, refere-se a quantidade de lumens obtida por Watt

consumido.

Eletrodo São os fornecedores do suporte estrutural para o material ativo e

transportam a corrente para o topo dos terminais. O terminal positivo é

denominado Catodo e o negativo de Anodo.

Eletrólito É o meio que proporciona o mecanismo de transporte de íons entre

os eletrodos positivo e negativo. Em algumas células, como a de chumbo-

ácido, o eletrólito pode participar diretamente nas reações eletroquímicas

de carga e descarga.

144

Estado de Carga Capacidade disponível em uma bateria expressa como

porcentagem da capacidade nominal. É o valor complementar da

profundidade de descarga.

Gaseificação Geração de gás em um ou mais eletrodos de uma célula.

Resulta da auto-descarga ou da eletrólise da água no eletrólito durante o

processo de carga. Está relacionada com a sobrecarga e aumenta a

temperatura de operação.

Junção pn É a união de duas partes de material semicondutor (ex.: silício c/

átomos de 4 elétrons), sendo que em uma foram introduzidos substâncias

doadoras de elétrons (ex.: fósforo c/ 5 elétrons) denominadas dopantes n e,

em outra, aceitadoras de elétrons (ex.: boro c/ 3 elétrons) denominadas p.

Placa Montagem do material ativo e, em alguns casos, uma grade de

suporte. As placas formam os eletrodos positivos e negativos de uma

célula.

Profundidade de Descarga Indica, em termos percentuais, quanto da

capacidade nominal da bateria foi retirada a partir do estado de carga

plena. Por exemplo, a remoção de 25 Ah de uma bateria com capacidade

nominal de 100 Ah, resulta de uma profundidade de descarga de 25%. É o

valor complementar do estado de carga.

Shunt É um tipo de regulador de carga que usa um dispositivo de estado

sólido ou um relê eletromecânico, que desliga ou reduz o fluxo de corrente

quando esta já está completamente carregada. O shunt é dotado de um

diodo de bloqueio que protege a bateria de um curto circuito quando a

corrente é desviada.

Sobrecarga É quando continua-se fornecendo corrente em uma célula

após a mesma já ter atingido a carga plena. Isto não aumenta a

disponibilidade de energia em uma bateria e pode causar gaseificação,

sobreaquecimento e redução na vida útil da bateria.

Sulfatação É a formação de cristais de sulfato de chumbo nas placas de uma

bateria de chumbo-ácido. Pode ocorrer quando a bateria fica descarregada

por longo período de tempo.

145

Taxa de Carga Valor da corrente aplicado a uma bateria durante o processo

de carga. Esta taxa é normalizada em relação à capacidade nominal da

bateria.

Taxa de Descarga Valor de corrente durante o processo de descarga de

uma bateria. Pode ser expressa em Ah, mas comumente é normalizada

pela capacidade nominal da bateria.

Tensão de Circuito Aberto Tensão nos terminais de uma bateria para um

determinado estado de carga e a uma determinada temperatura, na

condição em que não há corrente nos terminais.

Tensão de Corte Valor da tensão em que a descarga é interrompida. Pode ser

especificada em função das condições operacionais ou pode ser

determinado pelos fabricantes como tensão terminal de descarga, a partir

da qual danos irreversíveis podem ser causados à bateria.

Tensão de Final de Carga Tensão na bateria na qual o processo de carga é

interrompido por supor-se que a carga atingida é suficiente ou que a bateria

esteja completamente carregada.

Tensão Nominal É a tensão média de uma bateria durante o processo de

descarga com uma determinada taxa de descarga a uma certa

temperatura.

Terminais São os pontos de acesso externo das baterias que permitem a sua

conexão elétrica.

Vida Útil No caso de baterias, pode ser expressa pelo número de ciclos de

operação carga-descarga ou período de tempo. No primeiro caso, o

número de ciclos depende da profundidade de descarga submetida à

bateria antes de apresentar falhas. Varia também em função da corrente de

descarga e da temperatura de operação.

Para lâmpadas, é expressa em horas de funcionamento, baseando-

se em médias obtidas testando-se o produto. Também pode ser chamada

de expectativa de vida.

146