Métodos de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos, Manuais, Projetos, Pesquisas de Engenharia Elétrica

Baixe Métodos de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos e outras Manuais, Projetos, Pesquisas em PDF para Engenharia Elétrica, somente na Docsity! 1ª edição - 2013 c Métodos de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos: Aplicações em dessalinização Sandro Jucá Paulo Carvalho ESPAÇO CIENTÍFICO LIVRE projetos editoriais Dedicamos este trabalho a Deus e às nossas famílias. Agradecemos ao Departamento de Eng. Elétrica da UFC, ao IFCE e ao DAAD (Serviço Alemão de Intercâmbio Acadêmico). ESPAÇO CIENTÍFICO LIVRE projetos editoriais “Mais do que máquinas, precisamos de humanidade. Mais do que inteligência, precisamos de afeição e doçura. Sem essas virtudes, a vida será de violência e tudo será perdido.” Charles Chaplin 10 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ....................................................................................................... 12 1.1. PLANO DO TRABALHO ..................................................................................... 13 2. CONVERSÃO SOLAR FOTOVOLTAICA .............................................................. 15 2.1. EVOLUÇÃO HISTÓRICA .................................................................................... 15 2.2. A RADIAÇÃO SOLAR ......................................................................................... 16 2.3. O EFEITO FOTOVOLTAICO ............................................................................... 19 2.4. MEDIÇÕES DE RADIAÇÃO SOLAR .................................................................. 21 3. MÓDULOS FOTOVOLTAICOS .............................................................................. 23 3.1. CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS .......................................... 24 3.2. FATORES QUE AFETAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS ................................................................................................................. 27 3.3. PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE FABRICAÇÃO DE MÓDULOS ...................... 28 3.3.1. SILÍCIO MONOCRISTALINO ........................................................................... 28 3.3.2. SILÍCIO POLICRISTALINO .............................................................................. 29 3.3.3. SILÍCIO AMORFO ............................................................................................ 30 3.3.4. CÉLULAS DE FILMES FINOS ......................................................................... 30 4. BATERIAS ELÉTRICAS ........................................................................................ 31 4.1. BATERIAS DE CHUMBO-ÁCIDO ....................................................................... 32 4.2. PROCESSO DE CARGA-DESCARGA ............................................................... 33 4.3. TENSÃO DE SAÍDA ............................................................................................ 36 4.4. AVALIAÇÃO DO ESTADO DE CARGA .............................................................. 37 4.5. TEMPERATURA DO ELETRÓLITO .................................................................... 37 4.6. NÚMERO DE CICLOS ......................................................................................... 38 4.7. ASPECTOS RELACIONADOS COM A VIDA ÚTIL DAS BATERIAS ................. 39 5. CONFIGURAÇÕES DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS ........................................ 41 5.1. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS ISOLADOS ............................... 41 5.2. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS HÍBRIDOS................................. 42 5.3. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE ................................... 43 5.4. EXEMPLOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS NO NORDESTE DO BRASIL ................................................................................................................ 44 6. ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO ................................. 46 6.1. INTRODUÇÃO .................................................................................................... 46 6.2. PROCESSO DE ELETRODIÁLISE ..................................................................... 47 6.3. ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO ..................................................................... 49 6.4. EXPERIÊNCIAS MUNDIAIS DE ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO ....................................................................................................... 49 7. DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS ............ 52 7.1. INTRODUÇÃO .................................................................................................... 52 7.2. MÉTODO GTES .................................................................................................. 53 7.2.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DAS CARGAS .................................................. 54 7.2.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV ............................................................................................................ 55 7.2.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS ......................................... 55 7.2.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV ........................................................ 56 7.2.5. ANÁLISE DO MÉTODO GTES .................................................................... 57 11 7.3. MÉTODO GROUMPOS DE DIMENSIONAMENTO ÓTIMO PARA SISTEMAS FV AUTÔNOMOS ............................................................................................................ 58 7.3.1. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV E DO BANCO DE BATERIAS ........ 58 7.3.2. ANÁLISE DO CUSTO DA INSTALAÇÃO ........................................................ 60 7.3.3. ANÁLISE DO MÉTODO GROUMPOS ............................................................. 63 7.4. MÉTODO LORENZO ........................................................................................... 64 7.4.1. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV ........................................................ 64 7.4.2. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS ......................................... 65 7.4.3. ANÁLISE DO MÉTODO LORENZO ................................................................. 65 7.5. COMPARAÇÃO DOS MÉTODOS DE DIMENSIONAMENTO ............................. 68 8. MÉTODO DE DIMENSIONAMENTO PROPOSTO ................................................. 70 8.1. O PROGRAMA ELETRODIÁLISE FV ................................................................. 71 8.1.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DA PLANTA DE ELETRODIÁLISE .................. 71 8.1.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV ............................................................................................................ 72 8.1.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS ......................................... 72 8.1.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV ........................................................ 74 8.2. ANÁLISE ECONÔMICA ...................................................................................... 75 8.2.1. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL (CT) ............................................................. 75 8.2.2. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL ANUALIZADO (CTA) .................................. 77 8.3. COMPARAÇÃO ENTRE OS CUSTOS DAS TECNOLOGIAS DE ELETRODIÁLISE E OSMOSE REVERSA ................................................................. 77 9. CONCLUSÕES ...................................................................................................... 79 9.1. COMENTÁRIOS FINAIS ..................................................................................... 79 9.2. CONTRIBUIÇÕES DESTE TRABALHO ............................................................. 79 REFERÊNCIAS .......................................................................................................... 80 12 1. INTRODUÇÃO 1. INTRODUÇÃO lém de ser o responsável pela existência da vida na Terra a energia solar está sendo aproveitada de forma crescente para produção de energia elétrica através de módulos fotovoltaicos. Esta descoberta nunca foi tão importante quanto agora, quando se observa que a exploração de fontes fósseis de energia como o petróleo além de contribuir para a poluição, são recursos cada vez mais escassos. Essa forma de conversão direta da energia solar disponível em eletricidade com o uso de módulos fotovoltaicos está em ampla expansão devido à possibilidade de geração descentralizada, o caráter modular e a facilidade na instalação e manutenção, unidas à característica renovável e não poluidora da energia solar. A região Nordeste apresenta os maiores índices de radiação solar do Brasil. Por outro lado, existe no interior uma área muita seca e com escassez de abastecimento de água que corresponde à 60% da superfície total da região, chamada de Polígono da Seca. De acordo com estudos realizados pela Associação Brasileira de Águas Subterrâneas (ABAS), pelo menos 19,5 bilhões de metros cúbicos de água poderiam ser extraídos por ano do subsolo nordestino brasileiro sem o risco de esgotamento dos mananciais. O potencial é 40 vezes maior que o explorado. Esta água, por ser salobra, requer a utilização de processos de dessalinização para obtenção de água potável [1]. Para este projeto de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos é proposto um programa que utiliza como carga, visando de contribuir para a diminuição da problemática do suprimento de água potável, a tecnologia de dessalinização por Eletrodiálise que tem assumido uma importância crescente nos últimos anos devido o menor consumo específico de energia para concentrações de sais até 5.000 ppm [2], ocupando um espaço antes preenchido pelos processos de dessalinização baseados em mudança de fase (processos térmicos). A utilização de módulos fotovoltaicos para o acionamento de instalações de eletrodiálise é viável principalmente devido ao uso direto da geração de corrente contínua dos módulos pelo processo de dessalinização através do banco de baterias não sendo necessária a aplicação de conversores. O processo de eletrodiálise consiste basicamente na transferência de íons da água a ser dessalinizada através de membranas de cátions e ânions para um fluxo de concentrado ou de rejeito. Através desta divisão, são originados dois fluxos: Fluxo de água potável, com concentração de sal dentro dos limites para o organismo humano; Fluxo de concentrado, com a maior parte do sal presente na água original. Esse sistema fotovoltaico, no qual a carga é uma planta de dessalinização por eletrodiálise, denominado como sistema fotovoltaico autônomo, se bem dimensionado, proporciona um serviço confiável de geração elétrica para regiões isoladas não conectadas à rede. A figura 1.1 mostra um esquema básico de um sistema fotovoltaico autônomo. A 15 2. CONVERSÃO SOLAR FOTOVOLTAICA 2. CONVERSÃO SOLAR FOTOVOLTAICA 2.1. EVOLUÇÃO HISTÓRICA 2.1. EVOLUÇÃO HISTÓRICA efeito fotovoltaico, que é a base da geração direta de eletricidade a partir da energia solar, é conhecido desde 1839 através dos estudos realizados por Edmund Becquerel. Naquele ano, Becquerel demonstrou a possibilidade de conversão da radiação luminosa em energia elétrica, mediante a incidência de luz em um eletrodo mergulhado em uma solução de eletrólito. Em 1873, Willoughby Smith descobriu a fotocondutividade do selênio. Em 1887, na Inglaterra, W.G. Adams e R.E. Day observaram que a exposição do selênio à radiação produzia uma corrente elétrica [3]. Charles Fritz descreveu, em 1883, a primeira célula produzida a partir de pastilhas de selênio, com eficiência de conversão de energia solar em elétrica em torno de 1% [4]. No século passado se deram os maiores avanços da tecnologia fotovoltaica. Em 1918, Czoschralski desenvolveu um monocristal a partir do silício fundido. Na década de 30, os trabalhos de diversos pioneiros da física, como Lenge, Grondahl e Schotky, apresentaram importantes contribuições para se obter uma clara compreensão do efeito fotovoltaico em junção de estado sólido com óxido cuproso e selênio. Já na década de 40, mais precisamente em 1941, Ohl obteve a primeira célula de silício monocristalino. Somente em 1945 é que surgiu a célula de silício com características semelhantes às encontradas hoje desenvolvidas a partir de trabalhos realizados nos "Laboratórios da Bell Telephone" pelos pesquisadores Pearson, Fuller e Chapin, e possuíam uma eficiência de cerca de 6%. Assim em 1949, Billing e Plessnar pesquisaram sobre a eficiência de células de silício cristalino, ao mesmo tempo Shokley divulgou a teoria da junção PN[3]. A partir da década de 50 foi desenvolvido pela primeira vez um processo de purificação de monocristais de silício, que vinha sendo estudado desde o fim da década de 40. Este processo, conhecido como processo Czochralski, é largamente utilizado até hoje. No ano de 1958, começou a utilização de células fotovoltaicas nos programas espaciais, esta aplicação teve tanto sucesso que se utiliza até hoje, na maioria dos casos, desde 1960, a técnica da grade coletora e a da difusão da camada N na atmosfera P2o5[3]. Entre os anos de 1961 e 1971, não foi observado qualquer progresso na tecnologia das células. Nesse período, os esforços foram concentrados na redução de peso e custos das células, bem como, na melhoria da resistência das células à radiação existente no espaço. Em 1972, foi anunciado o desenvolvimento da "célula violeta", com 15,2% de rendimento. Esse aumento de rendimento atribuiu-se à melhora na resposta da célula na região azul do espectro, à diminuição da resistência interna e ao aumento do processo de coleta dos portadores na célula. A geração fotovoltaica de energia recebeu um grande impulso com a crise mundial de energia de 1973/1974. A partir do fim da década de 70, a produção de células solares para uso terrestre superou a produção para equipamentos espaciais, em aplicações como bombeamento de água, irrigação, estações isoladas residenciais e de telecomunicações [3]. Esta tendência crescente vem sendo acompanhada, até os dias atuais, por inovações como o aumento da eficiência das células de silício, bem como uma significante redução nos custos de produção dos módulos fotovoltaicos. O 16 2.2. A RADIAÇÃO SOLAR 2.2. A RADIAÇÃO SOLAR composição química do sol, com um diâmetro de 1.390.000 km, 108 vezes maior que o da Terra (12.756 km) e com o volume 1.300.000 vezes maior, é basicamente de 85% de hidrogênio, 14,8% de Hélio e 0,2% de outros elementos [5]. A fonte de energia solar permaneceu como um enigma durante muito tempo. Embora várias hipóteses tenham sido formuladas, nenhuma conseguia explicar de forma satisfatória como o sol era capaz de liberar tanta energia durante tanto tempo. Hoje em dia é aceita a hipótese de que esta energia provém da fusão de núcleos atômicos. O processo mais frequente é a transformação de quatro núcleos do isótopo mais comum de hidrogênio (H1) em um núcleo do isótopo mais comum do hélio (He4). Ocorre, portanto, a transformação de quatro prótons em uma partícula de hélio constituída por dois prótons e dois nêutrons. A massa da partícula α é menor que a dos quatro prótons de hidrogênio de origem e a energia correspondente a esta diferença de massa (Δm) é mostrada pela equação 2.1 divulgada pelo físico alemão Albert Einstein (1879-1955). 2'. cmE (2.1) Onde ΔE é a energia proveniente da transformação de hidrogênio em hélio e c’ é a velocidade da luz no vácuo (3 x 108 m/s). Essa energia proveniente da transformação de hidrogênio em hélio torna-se uma radiação eletromagnética, também chamada de radiação solar, que se propaga a uma velocidade de 3 x 108 m/s até chegar a atmosfera, podendo-se observar aspectos ondulatórios e corpusculares [5]. A massa de ar, AM, é definida como sendo o caminho percorrido pela radiação solar desde a incidência na atmosfera até atingir a superfície terrestre como mostra a figura 2.1. Matematicamente, a massa de ar é definida da seguinte forma: AM = 1 / cos θz , onde θz é a distância angular entre o feixe solar e a vertical no local de incidência. A 17 Figura 2.1 – Figura 3.2. Massa de ar que um feixe de radiação atravessa ao incidir na superfície terrestre com um ângulo θz [6] Quando o Sol está no zênite do local, o caminho ótico percorrido pela radiação dentro da atmosfera terrestre é igual a l, ou seja, AM 1,0. AM igual a 1,0 não é sinônimo de meio dia terrestre, pois o Sol, ao meio dia, não está necessariamente no zênite local. A medida que cresce o ângulo entre o feixe solar e a vertical local (ângulo zenital - θz), aumenta a massa de ar. Isto ocorre aproximadamente com a secante de θz, deste modo, ao atingir aproximadamente 48º, a massa de ar é de 1,5 e com θz = 60º, a massa de ar chega a 2,0. De toda a radiação solar que chega às camadas superiores da atmosfera, apenas uma fração atinge a superfície terrestre devido à reflexão e à absorção dos raios solares pela atmosfera. Esta fração que atinge o solo é constituída por um componente direta e por uma componente difusa, que é obtida através dos raios refratados pelas nuvens e pela própria atmosfera. Notadamente, se a superfície receptora estiver inclinada com relação à horizontal, haverá uma terceira componente refletida pela superfície. O coeficiente de reflexão destas superfícies é denominado de “albedo”. Dessa forma, a radiação global na superfície terrestre é composta por uma componente direta, uma componente difusa e uma componente refletida pela superfície. A componente direta da radiação global e a posição relativa entre um plano qualquer situado na superfície terrestre determina uma série de ângulos, que são: A declinação, δ, é a posição angular do Sol, ao meio dia, em relação ao plano do equador. Quando o Sol está ao norte do equador, a declinação é positiva, caso contrário, negativa. -23,45º< δ < +23,45º. 20 Figura. 2.3 – Esquema simplificado de uma célula fotovoltaica [6] Se, por outro lado, forem introduzidos átomos pertencentes ao grupo III da tabela periódica com apenas três elétrons de ligação, como é o caso do boro, haverá falta de um elétron para satisfazer as ligações com os átomos de silício da rede. Esta falta de elétron é denominada lacuna e ocorre que, com pouca energia, um elétron de um local vizinho pode passar a essa posição. Diz-se, portanto, que o boro é um aceitador de elétrons ou um dopante P. Se, partindo de um silício puro, forem introduzidos átomos de boro em uma metade e de fósforo na outra, será formado o que se chama junção PN. O que ocorre nessa junção é que elétrons livres do lado N passam ao lado P onde encontram as lacunas que os capturam. Isto faz com que haja um acúmulo de elétrons no lado P, tornando-o negativamente carregado e uma redução de elétrons do lado N, que o torna eletricamente positivo. Essas cargas aprisionadas dão origem a um campo elétrico permanente, também chamado de banda proibida, que dificulta a passagem de mais elétrons do lado N para o lado P; o processo alcança um equilíbrio quando o campo elétrico forma uma barreira capaz de barrar os elétrons livres remanescentes no lado N. Este mesmo fenômeno acontece com os diodos quando se forma a camada de depleção. Se uma junção PN for exposta a fótons com energia maior que a da banda proibida, ocorrerá a geração de pares elétrons-lacuna; se isto acontecer na região onde o campo elétrico é diferente de zero, as cargas serão aceleradas, gerando assim, uma corrente através da junção; esse deslocamento de cargas dá origem a uma diferença de potencial nas extremidades do “bloco” de silício à qual se chama de Efeito Fotovoltaico. Se as duas extremidades forem conectadas externamente por um fio, haverá uma circulação de elétrons. Para cada elétron que deixa a célula fotovoltaica há um outro que retorna da carga para substituí-lo. A corrente elétrica produzida pelas células solares depende da intensidade da radiação, da área iluminada e da temperatura. No entanto, não é todo espectro de luz que ao incidir sobre uma célula fotovoltaica é absorvido e convertido em corrente útil, 21 como foi visto cerca de 30% do espectro, devido ao seu comprimento de onda ser maior que 1,1 µm, não é capaz de excitar os elétrons de uma célula de silício. Além disso, muitos fótons que são absorvidos disponibilizam energias maiores do que o necessário para criar um par elétron-lacuna. O excesso de energia absorvida pelos elétrons da célula fotovoltaica é convertido em calor. Por estas razões a eficiência máxima da célula de silício alcançada em laboratório é em torno de 27% [6]. 2.4. MEDIÇÕES DE RADIAÇÃO SOLAR 2.4. MEDIÇÕES DE RADIAÇÃO SOLAR s principais fatores que influenciam nas características elétricas de um módulo fotovoltaico são a radiação solar e a temperatura da célula, que se consegue obter através da análise da temperatura ambiente. Com um histórico dessas medições, pode-se viabilizar a instalações de sistemas fotovoltaicos em uma determinada região garantindo o máximo aproveitamento ao longo do ano onde, as variações da intensidade de radiação solar e temperatura sofrem significativas alterações. Os instrumentos solarimétricos medem a potência incidente por unidade de superfície. São detectados comprimentos de onda compreendidos nos intervalos entre 0,3 e 0,4 μm, parte da região do ultravioleta, 0,4 a 0,7 μm, região do visível, e de 0,7 a 5 μm, região do infravermelho. O sensor mais comum para medir a radiação solar global é o piranômetro. Existem basicamente dois tipos utilizados que são os piranômetros termoelétricos e os piranômetros fotovoltaicos. O piranômetro termoelétrico caracteriza-se pelo uso de um sensor termopar que, através expansão sofrida pela diferença de temperatura entre duas superfícies, uma pintada de preto e outra pintada de branco igualmente iluminadas, provoca um diferencial de potencial que ao ser convertido em W/m2 mostra o valor instantâneo da radiação solar. A figura 2.4 mostra a seção transversal de um piranômetro termoelétrico. Figura 2.4 – Seção transversal de um piranômetro termoelétrico [8] O 22 É mostrado, também na figura 2.2 do apêndice II, um piranômetro termoelétrico instalado no teto do laboratório GPEC do Curso de Engenharia Elétrica da UFC. Um outro modelo é o piranômetro fotovoltaico, que utiliza uma célula fotovoltaica de silício monocristalino que ao ser iluminada gera uma corrente elétrica devido a fótons com energia suficiente para serem absorvidos pelo material – efeito fotovoltaico. Esta corrente, na condição de curto-circuito, é proporcional à intensidade da radiação solar incidente em W/m2. Na figura 2.4 do apêndice II é mostrada uma foto de um piranômetro fotovoltaico bifacial localizado do lado direito e do lado esquerdo, um piranômetro termoelétrico, todos instalados no teto do laboratório GPEC do Curso de Engenharia Elétrica da UFC. No apêndice I são mostradas médias mensais dos valores de radiação solar e temperatura ambiente em Fortaleza no ano de 2003. 25 Figura 3.3 – Curva característica IxV de um módulo fotovoltaico [6] Tensão e corrente de máxima potência (Vmp e Imp): Para cada ponto IxV, o produto corrente-tensão representa a potência gerada para a condição de operação. A figura 3.4 mostra uma curva típica de potência versus tensão para uma célula fotovoltaica, e consequentemente, para o módulo, e que existe somente uma tensão Vmp (e correspondente corrente Imp) para a qual a potência máxima (Pm) pode ser extraída. É importante salientar que não existe geração de potência para as condições de circuito-aberto e curto-circuito, já que tensão ou corrente são zero, respectivamente [4]. Figura 3.4 – Curva típica de potência versus tensão para uma célula fotovoltaica [6] 26 Ponto de Máxima potência (Pm): corresponde ao produto da tensão de máxima potência (Vmp) e da corrente de máxima potência. Os valores de Pm, Vmp, Imp, Voc e Isc são os parâmetros que especificam o produto sob dadas condições de radiação, temperatura de operação e massa de ar. A figura 3.5 mostra a curva característica IxV superposta à curva de potência para análise parâmetros. Nota-se, através da curva característica IxV, que o módulo se comporta como uma fonte de corrente, com pouca variação de corrente, quando a tensão varia de zero até o ponto de máxima potência, e que o módulo se comporta como uma fonte de tensão, com pouca variação de tensão) entre o ponto de máxima potência e a tensão de circuito aberto. Figura 3.5 – Curva característica IxV superposta à curva de potência [6] O fator de forma (FF) é uma grandeza que expressa o quanto a curva característica IxV se aproxima de um retângulo. Quanto melhor a qualidade das células no módulo, mais próxima da forma retangular será a curva IxV. A equação 4.1 apresenta a definição do fator de forma: VocIsc Vmpp FF Im (3.1) A eficiência ( ) indica quanto da energia solar incidente no painel fotovoltaico é transformada em energia elétrica: IcA VmppIm (3.2) Onde A à superfície do painel fotovoltaico e Ic corresponde à radiação solar incidente. 27 3.2. FATORES QUE AFETAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS 3.2. FATORES QUE AFETAM AS CARACTERÍSTICAS ELÉTRICAS DOS MÓDULOS s principais fatores que influenciam nas características elétricas de um módulo são a radiação solar e a temperatura das células. A corrente gerada nos módulos aumenta linearmente com o aumento da radiação solar como mostra a figura 3.6. Por outro lado, o aumento da temperatura na célula faz com que a eficiência do módulo caia abaixando assim os pontos de máxima potência gerada. A figura 3.7 mostra curvas IxV para diversas temperaturas e radiação solar em 100 W/m2, mostrando a influência na eficiência quando se compara os “joelhos” das curvas. Isto se deve ao fato de que a tensão diminui significativamente com o aumento da temperatura enquanto que a corrente sofre uma elevação muito pequena, quase que desprezível. Figura 3.6 – Efeito causado pela variação de radiação solar na curva característica IxV [6] Figura 3.7 – Efeito causado pela temperatura da célula na curva característica IxV (para 1000 W/m 2 ) em um módulo fotovoltaico [6] O 30 3.3.3. SILÍCIO AMORFO 3.3.3. SILÍCIO AMORFO ma célula de silício amorfo difere das demais estruturas cristalinas por apresentar alto grau de desordem na estrutura dos átomos. A utilização de silício amorfo para uso em fotocélulas tem mostrado grandes vantagens tanto nas propriedades elétricas quanto no processo de fabricação. Por apresentar uma absorção da radiação solar na faixa do visível e podendo ser fabricado mediante deposição de diversos tipos de substratos, o silício amorfo vem se mostrando uma forte tecnologia para sistemas fotovoltaicos de baixo custo. Mesmo apresentando um custo reduzido na produção, o uso de silício amorfo apresenta duas desvantagens: a primeira é a baixa eficiência de conversão comparada às células mono e policristalinas de silício; em segundo, as células são afetadas por um processo de degradação logo nos primeiros meses de operação, reduzindo assim a eficiência ao longo da vida útil. Por outro lado, o silício amorfo apresenta vantagens como processo de fabricação relativamente simples e barato, possibilidade de fabricação de células com grandes áreas e baixo consumo de energia na produção que compensam as deficiências citadas. 3.3.4. CÉLULAS DE FILMES FINOS 3.3.4. CÉLULAS DE FILMES FINOS o intuito de descobrir formas alternativas de se fabricar células fotovoltaicas, têm se realizado muitas pesquisas com células de filmes finos. O objetivo geral é obter uma técnica através da qual seja possível produzir células fotovoltaicas confiáveis, utilizando pouco material semicondutor, resultando em custo mais baixo do produto e consequentemente da energia gerada. A Figura 3.10 apresenta módulos de filme fino. Figura 3.10 – Módulos de filme fino Entre os materiais pesquisados, os mais difundidos são: Telureto de Cádmio (CdTe); Disseleneto de Cobre e Índio (CIS); Silício amorfo hidrogenado (a-Si-H); Arseneto de Gálio (GaAs). U N 31 4. BATERIAS ELÉTRICAS 4. BATERIAS ELÉTRICAS onveniente fonte de eletricidade e uma eficiente forma de armazenamento de energia elétrica, as baterias são essenciais para os sistemas autônomos de geração com fontes renováveis (solar , eólico ou híbrido) que utilizam armazenamento de energia elétrica. Por isso faz-se necessário o conhecimento das limitações intrínsecas, para que haja correta instalação, prolongando a vida útil e aumentando o grau de confiabilidade. Quando uma bateria está conectada a um circuito elétrico, há uma corrente devido a uma transformação eletroquímica que será abordada adiante, ou seja, há produção de corrente contínua através da conversão de energia química em energia elétrica. A célula eletroquímica é a unidade mais simples de operação de uma bateria. As células eletroquímicas primárias compõem as baterias que não podem ser recarregadas. Quando as células primárias descarregam-se completamente, a vida útil termina e elas são inutilizadas. As baterias primárias são geralmente utilizadas como fontes de energia de baixa potência, em aplicações tais como calculadoras, relógios e aparelhos portáteis. As células secundárias, que podem ser reutilizadas várias vezes, compõem as baterias recarregáveis, comumente chamadas de baterias de armazenamento. O número de tipos possíveis de baterias é muito grande (Ni-Fe, Ni-Zn, Zn-Cl, etc.). Entretanto, a disponibilidade do mercado reduz a possibilidade de escolha dos tipos a serem empregados. Dessa maneira, as baterias de chumbo-ácido e níquel-cádmio tornaram-se algumas das poucas opções para os projetistas de sistemas autônomos. O preço das últimas é, para a mesma quantidade de energia, da ordem de quatro a cinco vezes superior ao das primeiras. Por esse motivo, a grande maioria dos acumuladores de energia já instalados nos sistemas fotovoltaicos, eólicos ou híbridos, são as baterias recarregáveis de chumbo-ácido [7]. Alguns conceitos referentes às baterias são básicos e importantes para o entendimento do comportamento do sistema de armazenamento que adotaremos para os sistemas estudados neste trabalho. Apresentamos a seguir, alguns conceitos básicos. Denomina-se capacidade nominal de uma bateria, CB, à quantidade de corrente, medida em Ah, possível de ser extraída da bateria em um determinado período de tempo. Esta grandeza é dependente da temperatura em que o processo ocorre, da intensidade da corrente e do valor da tensão de corte estipulada. CB é definido como a quantidade de energia possível de se retirar da bateria e costuma ser expresso em Wh ou em Ah. O estado de carga de uma bateria, SOC, é definido como a relação entre a capacidade da bateria em um estado qualquer e a capacidade nominal desta. SOC possui valores que variam entre 0 e 1, onde SOC = 1, significa que a bateria está totalmente carregada enquanto que SOC = 0 totalmente descarregada. A profundidade de descarga, DOD, indica, em termos percentuais, quanto pode ser retirado da capacidade nominal a partir do estado de plena carga. Assim, SOC = 1 – DOD. Por exemplo, a remoção de 25 Ah de uma bateria com capacidade nominal de 100 Ah provoca uma profundidade de descarga de 25%, resultando num estado de carga de 75%. C 32 Chama-se de regime ou taxa de descarga, a relação entre a capacidade nominal da bateria e a corrente em que se realiza a descarga (ou carga), expresso normalmente em horas. É representado na forma de um sub-índice ao lado do símbolo da corrente, por exemplo: I20, representa um regime de descarga de 20 horas. Na grande maioria das aplicações fotovoltaicas, os regimes de carga e descarga oscilam entre I20 e I100, valores relativamente baixos. Portanto, o calor que a corrente interna produz por efeito Joule no interior da bateria é pequeno. Com isto, a temperatura interna das baterias é praticamente a mesma que a temperatura ambiente. O rendimento energético de uma bateria a um certo estado de carga é definido como a relação entre a energia (Wh) extraída da bateria durante um processo de descarga e a energia necessária para restabelecer a carga original. 4.1. BATERIAS DE CHUMBO-ÁCIDO 4.1. BATERIAS DE CHUMBO-ÁCIDO primeira bateria de chumbo ácido foi construída por Planté, em 1859. Este tipo de bateria é utilizado ainda hoje em algumas aplicações específicas, mas devido às suas características construtivas e aos seus altos custos de produção a sua gama de aplicação foi restrita. Em 1881, Sellon introduziu algumas modificações no equipamento original, aumentando a sua aplicabilidade e diminuindo os custos de fabricação. Assim, a utilização deste tipo de bateria difundiu-se, sendo amplamente usada nos mais variados tipos de aplicações [7]. Essencialmente, a bateria de chumbo ácido possui o anodo de dióxido de chumbo (eletrodo positivo) e o catodo de chumbo poroso puro (eletrodo negativo). Como eletrólito, é usado ácido sulfúrico dissolvido em água a 37%. As reações químicas que ocorrem durante o funcionamento das baterias de chumbo- ácido são as seguintes: No anodo: OHPbSOeHSOPbO aC aDesc 24arg arg2 42 224 (4.1) No catodo: ePbSOSOPb aC aDesc 24arg arg2 4 (4.2) A reação global: OHPbSOSOHPbOPb aC aDesc 24arg arg 422 222 (4.3) Durante o processo de carga, uma corrente elétrica entra na bateria pelo anodo, formando óxido de chumbo no anodo e chumbo puro no cátodo. Com isso, ácido A 35 O número de Ah de uma bateria é um valor que se obtém de um regime de descarga especificado pelo fabricante. Para um tipo especial de baterias, o procedimento de prova é padronizado pela indústria. Uma bateria, inicialmente 100% carregada, é descarregada com corrente constante, até que a energia na mesma se reduza a 20% de seu valor inicial. O valor dessa corrente de descarga multiplicado pela duração do teste (20 horas é um valor típico) é o valor em Ah dessa bateria. Um exemplo prático serve para reforçar este conceito: se uma bateria solar tem uma capacidade (CB) de 200 Ah para um tempo de descarga de 20 h, o valor da corrente durante o teste é de 10 A. Existe a tendência de estender esse conceito para correntes de descarga superiores ao máximo determinado pelo método de teste (10 A neste exemplo). A bateria do exemplo não pode entregar 200 A durante uma hora. O processo eletroquímico não pode ser acelerado sem que a bateria incremente sua resistência interna de forma significativa. Esse incremento diminui a tensão de saída, auto-limitando a capacidade de suprir correntes elevadas na carga. Se a corrente de descarga for menor que a especificada, por exemplo 5 A, a relação Ah será válida. A bateria de 200 Ah do exemplo pode suprir esse valor de corrente por 40 horas. A figura 4.2 quantifica este fenômeno, ilustrando a redução da capacidade da bateria com o aumento da corrente de descarga. Se a bateria solar do exemplo tem uma tensão nominal de 6 V, a quantidade de energia que pode ser acumulada é de: 6 V x 200 Ah = 1.200 Wh (1,2 kWh) Figura 4.2 – Variação da capacidade de uma bateria de chumbo ácido em função da corrente e descarga a que esta é submetida [7] 36 4.3. TENSÃO DE SAÍDA 4.3. TENSÃO DE SAÍDA tensão de saída de uma bateria de chumbo-ácido não permanece constante durante a carga ou descarga. Duas variáveis determinam seu valor: o estado da carga e a temperatura do eletrólito. As curvas das figuras 4.3 e 4.4 mostram essas variações na tensão por elemento, tanto para o processo de carga quanto para o de descarga. Os valores dados pelas curvas correspondem a tensão por elemento de uma bateria de chumbo-ácido. Seis elementos em série correspondem a uma bateria de 12 V. Se o banco de baterias tem um valor que é um múltiplo de 12 V, os valores lidos deverão ser multiplicados por seis e pelo valor do múltiplo. A figura 4.3 mostra o comportamento da tensão em função do tempo de carga nos pólos da bateria, para processos de cargas a corrente e temperaturas constantes. Note-se que existem duas regiões com comportamentos distintos. Na primeira, a tensão cresce quase linearmente até valores próximos a 2,2 V. Nesta região, o aumento da tensão traduz-se como um aumento do estado de carga da bateria, SOC. Na segunda, o crescimento da tensão, também quase linear, é bem mais acentuado. Nesta região, a bateria encontra-se em processo de sobrecarga, e o aumento da tensão deve-se ao incremento da resistência interna da bateria. Figura 4.3 – Evolução da tensão entre os terminais de uma bateria durante um processo de carga a corrente constante, em função do tempo e regime de carga, para uma temperatura de 25 0 [7] A diminuição da tensão nos pólos da bateria é mais acentuada quanto maior for a intensidade da corrente de descarga. A figura 4.4 apresenta o comportamento da tensão nos pólos da bateria em função do tempo transcorrido durante um processo de descarga a corrente constante. A 37 Figura 4.4 – Evolução da tensão entre os terminais de uma bateria durante um processo de descarga a corrente constante [7] 4.4. AVALIAÇÃO DO ESTADO DE CARGA 4.4. AVALIAÇÃO DO ESTADO DE CARGA valor da tensão de circuito aberto de uma bateria não representa uma boa indicação do estado de carga ou da vida útil da mesma. Para que essa medição tenha algum significado, a leitura deve ser precedida pela carga da mesma, seguida de um período de inatividade de várias horas. O voltímetro deverá ser capaz de ler com uma precisão de no mínimo duas casas decimais. A medição da densidade do eletrólito constitui uma avaliação mais confiável, pois se mede um grupo de células em separado. Diferenças significativas no valor da densidade entre um grupo de células e as restantes dá uma indicação clara do envelhecimento da bateria. Uma tensão que é importante é a de “final de descarga” para a bateria. Esse valor é dado pelo fabricante, porém é sempre próximo aos 10,5 V, para uma bateria de chumbo-ácido de 12V nominais, trabalhando a uma temperatura próxima de 25 °C. 4.5. TEMPERATURA DO ELETRÓLITO 4.5. TEMPERATURA DO ELETRÓLITO congelamento do eletrólito é um problema que pode ocorrer quando a temperatura do mesmo cai abaixo dos 0 °C e está relacionado com o estado de carga da bateria. Quando a bateria está praticamente descarregada, a quantidade de água na solução eletrolítica é maior, como indicado anteriormente. Ao baixar a temperatura do eletrólito, existe a possibilidade de que a água se congele. Quando isso ocorre, seu volume aumenta. A força dessa expansão pode danificar tanto os eletrodos, quanto as células, ou até quebrar a caixa. O ácido do eletrólito atua como anti-congelante, de maneira que é extremamente importante manter a carga das baterias quando a temperatura de trabalho diminui. Uma bateria solar do tipo chumbo- ácido, totalmente descarregada, congela em torno dos - 10 °C. Se ela estiver totalmente carregada, o ponto de congelamento será de aproximadamente -58 °C conforme Tabela 4.1. O O 40 SULFATAÇÃO bserva-se que a descarga das baterias de chumbo-ácido causa a deposição de sulfato de Pb em ambas as placas. Normalmente, essa deposição é constituída por pequenos cristais, que se decompõem facilmente durante o processo de carga. Quando a bateria é descarregada repetidas vezes abaixo do mínimo especificado, e não totalmente recarregada, ou quando permanece descarregada por um longo tempo, o tamanho dos cristais cresce, e só uma parte deles participa no processo de carga. Isso se traduz em uma diminuição da superfície ativa do eletrodo, diminuindo a capacidade de armazenamento. Esse fenômeno é conhecido como sulfatacão da bateria. Em lugares onde os períodos nublados são de longa duração, as baterias podem permanecer em estado de baixa carga por bastante tempo, induzindo a sulfatação das placas. Uma carga com regime elevado de corrente pode dissolver esta formação cristalina [11]. AUTO-DESCARGA enomina-se de auto-descarga o processo natural de perda de carga que o acumulador sofre. Durante o processo de carga de uma bateria, parte do antimônio que compõe o suporte das placas positivas se dissolve, depositando-se no chumbo poroso das placas negativas. Caso o acumulador fique sem ser utilizado ou armazenado por um certo período de tempo, o antimônio presente nas placas negativas exerce uma ação eletroquímica local descarregando lentamente as mesmas. Com o aumento da temperatura, em geral, responsável em estimular as reações químicas, este processo é acelerado. Em ambientes quentes, a auto-descarga ocorre mais intensamente, sendo aconselhável, portanto, armazenar os acumuladores em ambientes de temperatura baixa [11]. O D 41 5. CONFIGURAÇÕES DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 5. CONFIGURAÇÕES DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS e acordo com a localização e a disponibilidade dos recursos energéticos, os sistemas fotovoltaicos podem ser classificados como autônomos ou conectados à rede. Os sistemas fotovoltaicos autônomos, ou seja, não conectados à rede elétrica, quando não se restringem somente à geração fotovoltaica são chamados de autônomos híbridos, ou simplesmente, híbridos e quando puramente fotovoltaicos são conhecidos como autônomos isolados, ou simplesmente, autônomos. Assim, segundo a classificação das categorias, os sistemas fotovoltaicos são: Autônomos: Isolados Híbridos Conectados à rede elétrica 5.1. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS ISOLADOS 5.1. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS ISOLADOS istemas fotovoltaicos autônomos, em geral, necessitam de algum tipo de armazenamento. A forma mais comum de armazenamento á a utilização de baterias elétricas. Existem também outros tipos de armazenamento de energia como no bombeamento de água, onde a água é armazenada em tanques elevados, a energia solar será convertida em energia potencial gravitacional. Em sistemas que necessitam de armazenamento de energia em baterias, usa-se um dispositivo para controlar a carga e a descarga na bateria chamado de controlador de carga, que tem como principal função não deixar que haja danos na bateria por sobrecarga ou descarga profunda. Para evitar que haja sobrecarga ou descarga profunda e garantir a vida útil do sistema de armazenamento, em geral, é utilizado um controlador de carga. Este equipamento é utilizado para proteger os acumuladores, cortando o abastecimento energético das baterias quando o estado de carga das baterias (SOC) atinge 100%, ou desconectando a carga dos acumuladores quando estes atingem a profundidade de descarga máxima (PDMAX). Para alimentação de equipamentos de corrente alternada (CA) é necessário um inversor de corrente contínua (CC) em alternada, conhecido como inversor. Este dispositivo geralmente incorpora um seguidor de ponto de máxima potência (MPPT) necessário para otimização da potência final produzida. A configuração dos sistemas fotovoltaicos autônomos isolados pode ser: a) com carga CA e armazenamento; b) com carga CA sem armazenamento; c) com carga CC e armazenamento, e; d) com carga CC sem armazenamento, como mostra a figura 5.1. D S 42 Figura 5.1 – Diagrama de sistemas fotovoltaicos autônomos em função da carga utilizada 5.2. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS HÍBRIDOS 5.2. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS HÍBRIDOS istemas híbridos são aqueles que, desconectado da rede convencional, apresenta várias formas de geração de energia como, por exemplo, turbinas eólicas, geração diesel, módulos fotovoltaicos, entre outras. A utilização de várias fontes torna-se complexo a otimização e o dimensionamento da geração de energia elétrica. A energia gerada por um sistema híbrido tem a forma “pulsante”, pois dependem de fenômenos meteorológicos variáveis como a velocidade do vento e a radiação solar, porém a carga necessita, geralmente, que o fornecimento de energia seja constante e dentro de limites mínimos e máximos aceitáveis para a operação. Por isso, a energia gerada é enviada para baterias, que além de armazenar, têm a função de fornecer, de forma ininterrupta e dentro de uma faixa confiável, a energia para a carga. A figura 5.2 mostra um diagrama de sistemas fotovoltaicos híbridos em função da carga utilizada. S 45 SISTEMA DE BOMBEAMENTO PARA IRRIGAÇÃO NA BAHIA sistema de bombeamento fotovoltaico foi instalado no açude Rio dos Peixes no município de Capim Grosso na Bahia e é formado por 16 painéis M55 da Siemens e uma bomba centrífuga de superfície McDonald de 1HP CC. Devido às variações sazonais do nível da água no açude, a solução mais prática foi a instalação do sistema em uma balsa flutuante ancorada. O sistema completo fica a 15m da margem do açude, quando em época de cheia, e bombeia a uma distância de 350m com vazão de 12 m3 por dia. O sistema foi implantado no âmbito da cooperação NREL/CEPEL/ COELBA, tendo participado ainda a Coordenação de Irrigação da Secretaria de Agricultura e Irrigação do Estado da Bahia e a Associação de Moradores de Rio do Peixe. Dez sistemas similares estão em fase de instalação no mesmo açude [8]. SISTEMA FOTOVOLTAICO EM PARQUE ECOLÓGICO NA BAHIA m 28 de janeiro de 1995, foi inaugurado o Sistema Gerador Fotovoltaico do Posto Avançado do Parque Ecológico Porto Sauípe na Bahia. Este Sistema é composto de um painel fotovoltaico Solarex de 1,4 kWp, fornecendo energia em corrente contínua para um banco de baterias que, através de um inversor alimenta luminárias com 110VAC, equipamentos de informática e sistemas de áudio e vídeo do Posto [8]. CARACTERÍSTICAS DO SISTEMA - 18 módulos Solarex MSX-77 (1386Wp); - 9 Baterias Delco de 150Ah; - 1 Inversor de 1500W. O E 46 6. ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO 6. ELETRODIÁLISE COM ACIONAMENTO FOTOVOLTAICO ste capítulo visa o estudo da união da tecnologia de dessalinização por eletrodiálise que tem assumido uma importância crescente nos últimos anos, devido ao menor consumo específico de energia para águas salobras até 5.000 ppm [2], que é o caso da grande maioria de poços de água salobra da região Nordeste do Brasil, juntamente com a conversão elétrica da energia solar através da tecnologia fotovoltaica. 6.1. INTRODUÇÃO 6.1. INTRODUÇÃO s resultados de uma seca dependem da capacidade de resistência e de convivência da população atingida: quanto mais carente e despreparada, maiores serão os reflexos da seca. Na tentativa de resolver o problema de abastecimento de água tem-se utilizado duas estratégias básicas no interior do Nordeste: A construção de açudes, visando o armazenamento da água superficial; A perfuração de poços, visando aproveitamento da água subterrânea. Os açudes, devido às extensas superfícies de água expostas ao sol, facilitam a evaporação de grandes quantidades de água. Cada porção de água que é evaporada deixa sobre o solo um determinado volume de sais. Este processo já tem causado a impossibilidade do uso de alguns açudes, devido à existência de elevados teores de salinidade. Um outro fator limitante para a utilização de muitos açudes constitui a contaminação dos mesmos através de fezes humanas e de animais. Apesar desta problemática esta água é consumida por uma grande parte da população rural do Nordeste. O transporte da água até as comunidades isoladas se dá através de baldes ou através de carros pipa. O uso de água contaminada é uma das causas da alta mortalidade infantil na região. A substituição dos carros pipa por soluções efetivas constitui, portanto, tarefa de grande prioridade. Através da perfuração de poços em locais adequados, é possível a obtenção de água do subsolo livre de contaminação em grandes volumes. De acordo com estudos realizados pela Associação Brasileira de Águas Subterrâneas (ABAS), pelo menos 19,5 bilhões de metros cúbicos de água poderiam ser extraídos por ano do subsolo nordestino sem o risco de esgotamento dos mananciais [1]. No entanto, os poços localizados no interior do Nordeste apresentam com frequência elevado teor de sal na água. O processo ocorre devido ao contato no subsolo entre a água e a rocha cristalina, levando a um processo de salinização deste aquífero ao longo do tempo. Para cumprir sua função no corpo humano, a água deve possuir sais. Esta concentração não pode ultrapassar um certo limite; caso isto ocorra, prejuízos irreparáveis são causados à saúde humana. Segundo a Organização Mundial de Saúde, a água potável deve ter uma concentração de sal de 500 ppm; a partir deste valor a água é considerada salobra, e para concentrações em torno de 33.000 ppm temos a água do mar. Um fato observado no semiárido nordestino é que determinadas populações são obrigadas ao consumo de água com níveis de salinidade acima dos padrões recomendados, devido à falta de alternativas. Este fato tem sido verificado em diversas comunidades rurais, onde a fonte de abastecimento é feita através de poços perfurados no aquífero cristalino, sendo observada uma alta taxa de sais. Cerca de 788.358 km2 da região encontram-se sobre terreno cristalino, o que corresponde a E O 47 51% da área total do Nordeste. Com exceção do Piauí, todos os estados do Nordeste localizados no Polígono da Seca possuem a maior parte de suas áreas sob terreno cristalino como indica a figura 6.1 [1]. 0 100 200 300 400 500 600 M A P I C E R G N P B P E A L S E B A Á re a (1 .0 00 k m 2) Terreno cristalino Terreno sedimentar Figura 6.1 – Classificação dos terrenos encontrados na região Nordeste do Brasil [1] Estima-se que em todo o Nordeste existam cerca de 50.000 poços; cerca de 80% apresentam água salobra inadequada para o consumo humano de até 500 ppm, segundo a Organização Mundial de Saúde. A concentração de sólidos dissolvidos na região varia entre 1.000 e 10.000 ppm. Em resumo, a dessalinização da água salobra representa hoje atividade em franca expansão. No Brasil, especialmente no Nordeste, região ciclicamente árida, a dessalinização vem sendo praticada em muitos municípios, pois os poços artesianos perfurados para amenizar as secas cíclicas são compostos, em sua maioria, de água salobra. Como a tecnologia fotovoltaica tem provado sua viabilidade em sistemas de bombeamento de água e de iluminação em regiões remotas, a dessalinização de águas salobras vem sendo uma área de pesquisa com excelentes perspectivas. 6.2. PROCESSO DE ELETRODIÁLISE 6.2. PROCESSO DE ELETRODIÁLISE processo de eletrodiálise consiste basicamente na transferência de íons da água a ser dessalinizada (salobra) através de membranas de cátions e ânions para um fluxo de concentrado conforme a figura 6.2, onde é mostrado o processo de uma célula, sendo que uma unidade comercial contém normalmente centenas de células em paralelo. Através desta divisão são originados o fluxo de água potável, com concentração de sal dentro dos limites para o organismo humano e o fluxo de concentrado de sais, com a maior parte do sal presente na água original. A água potável é armazenada para consumo e o concentrado de sais pode ter os seguintes destinos: Reservatório aberto, onde a água é evaporada e o sal deixado pode ser usado para alimentação humana e de animais; O 50 Figura 6.3 – Instalação de eletrodiálise acionada por painéis fotovoltaicos de Tanot – Índia [13] A segunda experiência é registrada no Vale Spencer, situado no Novo México, representante de muitas comunidades remotas espalhadas pelo sudoeste dos EUA que necessitam de suprimento de água potável. A planta fotovoltaica do Vale Spencer consiste em dois sistemas elétricos separados: Um arranjo fotovoltaico de 1.000Wp para a bomba de água e outro de 2.300Wp para a unidade de eletrodiálise. Este sistema de dessalinização por eletrodiálise foi testado por um período de quatro meses em 1995. Durante o teste, se produziu mais de 340 m3 de água potável em 3.000 horas de funcionamento. A produção diária de água potável foi cerca de 2,8 m3 com concentrações de sais em torno de 280 ppm, a partir de concentrações de 900 ppm da água salobra. A manutenção requerida pelo sistema foi mínima, sendo feita através de limpeza ou troca semanal dos filtros de entrada de água salobra. Através destas condições, a relação entre a energia consumida pelo volume de água produzida foi em torno de 0,82 kWh/m3 [14]. A maior experiência já registrada da combinação entre dessalinização por eletrodiálise e energia proveniente de painéis fotovoltaicos foi na cidade de Fukue no Japão. Em 1988, Fukue foi escolhida como planta de demonstração e, através de uma simulação anterior do sistema, um protótipo foi desenvolvido. Após análise, foram concluídos o projeto e a construção, e a operação iniciou em julho de 1990. A inspeção periódica da eficiência do sistema mostrou a comparação satisfatória entre os valores de simulação e os valores obtidos na operação da planta demonstrativa [15]. A potência dos painéis fotovoltaicos foi da ordem de 65 kWp e a vazão média de água potável em torno de 200 m3/dia, com a água potável em níveis de concentrações de sais entre 80 e 300 ppm, a partir de concentrações de água salobra entre 300 ppm e 735 ppm. As principais características das plantas citadas são resumidas na tabela 6.1. 51 Características Fukue Japão Vale Spencer EUA Tanot Índia Potência FV (Wp) 65.000 2.300 540 Vazão de água potável (m3/dia) 200 2,8 1,0 Acionamento da Bomba de água Motor CA 200V Motor CC 120V Motor Diesel Utilização de Banco de baterias Sim Sim Não Salinidade da água da fonte (ppm) 300 a 735 900 4.500 a 5.000 Salinidade da água tratada (ppm) 80 a 300 333 a 885 Cerca de 1.000 Tabela 6.1 – Principais características de instalações de eletrodiálise acionadas por painéis fotovoltaicos a nível mundial Tais experimentos têm mostrado a viabilidade para dessalinização de água com concentração de sais de até 5.000 ppm e a grande vantagem é a obtenção de água potável proveniente da água salobra das regiões áridas e semiáridas distantes dos grandes centros urbanos, sem a utilização da rede elétrica, o que caracteriza a maior parte do semiárido nordestino. 52 7. DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS 7. DIMENSIONAMENTO DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS AUTÔNOMOS 7.1. INTRODUÇÃO 7.1. INTRODUÇÃO Nordeste do Brasil possui muitas comunidades que não estão conectadas à rede elétrica convencional. Muitos desses locais apresentam a necessidade de uma fonte alternativa de geração elétrica como sistemas FV autônomos não só para a dessalinização de águas salobras, como também para auxiliar nas mais diversas atividades como iluminação, irrigação, bombeamento, entre outras. Dentro dessa conjuntura, a utilização de programas de dimensionamento, como o proposto nesse trabalho, estabelece uma base confiável de dados para possível implementação de tais sistemas. Os critérios de dimensionamento partem, em geral, dos valores médios de radiação solar e de consumo, através de médias mensais ou anuais. No critério de média anual, determina-se a dimensão do gerador fotovoltaico igualando a energia coletada pelos módulos através da média da radiação solar ao longo de um ano à energia consumida pela carga no mesmo período. Estimando-se, para cada região, o número médio de dias consecutivos com baixos valores de radiação diária, encontra-se o período aproximado em que praticamente não ocorrerá geração de eletricidade, conhecido como período de autonomia. Igualando a capacidade de armazenamento energético ao consumo projetado para este período, determina-se a dimensão do banco de baterias. Esse critério é empregado em sistemas que não necessitam de alta confiabilidade, ou seja, que não precisem ser imunes à falhas, acarretando, com isso, um custo menor da instalação. No critério do pior mês, as dimensões do gerador fotovoltaico são determinadas de forma que a energia coletada pelo gerador no pior mês do ano seja igual à consumida durante todos os meses do ano. A capacidade banco de baterias é, da mesma forma que no caso anterior, calculada considerando o período de autonomia. O mérito de um sistema fotovoltaico autônomo também depende do nível de confiabilidade em suprir a carga. Apesar de aproximações, a literatura mostra uma variedade de conceitos sobre a expressão de confiabilidade em termos da probabilidade de falta de energia, resultante da natureza aleatória da radiação solar, não incluindo períodos de manutenção. Alguns autores chamam esta probabilidade como Probabilidade de Perda de Carga (Loss of Load Probability), como Débito de Energia (Deficit of Energy) ou como Probabilidade de Perda de suprimento de Energia (Loss of Power Supply Probability). Neste método a confiabilidade é definida como probabilidade de perda de carga (LLP) e é obtida através da relação entre a falta de geração energia e a demanda de energia, ambos atribuídos à carga, considerando o tempo total de operação da instalação FV. A equação (7.1) define a expressão da probabilidade de Perda de Carga (LLP) [17]: EnergiadeDemanda EnergiadeFalta LLP T T (7.1) O 55 O consumo Ampère-hora (Ah/dia): representa o consumo médio diário da carga. É obtido pelo valor da carga CC mais o produto da Carga CA pela eficiência de conversão, tudo multiplicado pelo número de horas do ciclo de serviço diário e dividido pela tensão nominal do sistema. 7.2.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV 7.2.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV esse item deve ser descrita a condição meteorológica e de latitude do local. A figura 2 mostra o dimensionamento do número de horas de sol pleno e ângulo do arranjo fotovoltaico. Horas de sol pleno e Ângulo do arranjo Valor Faixa Nº Médio de horas de Sol Pleno h/dia 5,0 2 a 6 Latitude Local Graus 15 Ângulo de Inclinação do Arranjo FV Graus 15 Figura 7.2 – Dimensionamento do número de horas de sol pleno e ângulo do arranjo fotovoltaico O Número de horas de sol pleno (h/dia) é uma forma de se expressar o valor acumulado da energia solar ao longo do dia. Esta grandeza é definida como o número de horas em que a radiação solar deve permanecer constante e igual a 1000 W/m2 de forma que a energia resultante seja equivalente à energia acumulada em kWh. Um arranjo FV instalado no ângulo igual à latitude local maximizará a energia anual produzida, considerando o ângulo mínimo para fixação do arranjo igual a 15 graus. 7.2.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS 7.2.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS ssa etapa corresponde ao dimensionamento do armazenamento de energia utilizada pelo sistema autônomo nos períodos em que a geração elétrica proveniente dos painéis fotovoltaicos não seja suficiente para abastecer a carga. A figura x mostra o dimensionamento do banco de baterias. Banco de Baterias Valor Faixa Fator de Eficiência da Bateria % 90% 132,96 75% a 95% Consumo Ampère-hora Corrigido Ah/dia 146.2 Dias de Armazenamento Dias 3,0 0 a 5 Profundidade de Descarga máxima 0,2 0,6 a 0,9 Capacidade Necessária para a Bateria Ah 351 Capacidade da Bateria Selecionada Ah 100 Número de Baterias em Paralelo 4 Tensão Nominal da Bateria V 12 Número de Baterias em Série 2 Número Total de Baterias 8 Figura 7.3 – Dimensionamento do banco de baterias No dimensionamento do banco de baterias do método GTES são abordados os seguintes itens: N E 56 O fator de eficiência das baterias (decimal): o valor considera a eficiência de carga e descarga das baterias. Este dado se obtém do fabricante, caso isso não seja possível o dimensionamento sugere 0,95; O consumo Ampère-hora corrigido (Ah/dia): representa a divisão do consumo Ampère-hora pela eficiência da bateria; Dias de armazenamento: representa o número de dias que não há geração fotovoltaica, ou seja, o período de autonomia. Esse item é indicado pelo usuário do programa; Profundidade de descarga máxima (Decimal): representa a máxima descarga permitida para a bateria, que é dependente do tamanho e tipo; Capacidade necessária para a bateria, representa a divisão do consumo Ah corrigido pela profundidade de descarga máxima da bateria, multiplicada pelos dias de armazenamento; Capacidade da bateria selecionada (Ah); Número de baterias em paralelo: é indicado pela divisão entre a capacidade necessária para a bateria e a capacidade da bateria selecionada; Tensão nominal da bateria (V); Número de baterias em série: é obtido pela divisão entre a tensão nominal do sistema e a tensão nominal da bateria; Número total de baterias: é apresentado pelo programa através do produto da quantidade de baterias em série pela quantidade de baterias em paralelo. 7.2.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV 7.2.4. DIMENSIONAMENTO DO ARRANJO FV essa etapa do programa é dimensionado o arranjo FV, componente do sistema autônomo responsável pela geração elétrica para abastecer a carga e carregar o banco de baterias. O dimensionamento do arranjo fotovoltaico é mostrado na figura 7.4: Dados Do Arranjo Fotovoltaico Valor Faixa Fator de Correção do Módulo 0.9 0,7 a 0,9 Corrente de Projeto A 29,2 Corrente do Projeto Corrigida A 32,5 Corrente Nominal do Módulo A 3,2 Número de Módulos em Paralelo 10 10 Tensão necessária para Carregar a bateria V 24 Tensão p/ Temperatura mais elevada V 15,0 Número de Módulos em Série 2 Número Total de Módulos 20 Figura 7.4 – Dimensionamento do arranjo FV N 57 Fator de correção do módulo (decimal): representa o fator de ajuste da corrente do módulo nas Condições Padrões de Teste para as condições de campo, isto é, ajuste devido à impurezas nas superfícies dos módulos, temperatura da célula diferente de 25ºC, massa de ar diferente de 1,5, entre outros. Este fator não está relacionado com a eficiência de conversão elétrica do módulo, e sim, o quanto diferente será a corrente e a tensão gerada da corrente e tensão nominal devido às condições de campo; Corrente do projeto (A): É obtida pela relação entre o consumo ampère-hora corrigido e o número médio de horas de sol pleno; Corrente do projeto corrigida (A): representa a corrente mínima gerada pelo arranjo necessária para abastecer a carga média diária, para o local escolhido. É obtida pela relação entre corrente do projeto e o fator de correção do módulo FV; Corrente nominal do módulo (A): representa a corrente nominal do módulo FV fornecida pelo fabricante para as condições padrões de teste; Número de módulos em paralelo: é indicado pelo número necessário de módulos FV conectados em paralelo para fornecer a corrente do projeto corrigida; Tensão necessária para carregar as baterias (V): é obtida pelo produto da tensão nominal da bateria e o número de baterias em série; Tensão do módulo para temperatura mais elevada (V): representa o valor fornecido nas especificações do fabricante para a tensão do módulo correspondente ao valor mais alto esperado para a temperatura de operação; Número de módulos em série: é obtido pela divisão da tensão necessária para carregar as baterias e a tensão do módulo para a temperatura mais elevada; Número total de módulos: representa o arranjo fotovoltaico, obtido pelo produto do número de módulos em paralelo pelo número de módulos em série. 7.2.5. ANÁLISE DO MÉTODO GTES 7.2.5. ANÁLISE DO MÉTODO GTES s itens descritos no método de dimensionamento GTES são mostrados nas figuras 7.1, 7.2, 7.3 e 7.4 através da análise do método através de uma unidade existente de osmose reversa, que representa a carga, acionada por 20 módulos fotovoltaicos de 55Wp em Coité-Pedreiras no Estado do Ceará como mostra a figura 7.5. O gerador fotovoltaico deste sistema FV real de dessalinização foi dimensionado pelo programa PV-SIZING da SIEMENS. O banco de baterias contém 8 unidades de 100Ah e tem a tensão limitada em 24V por dois controladores de carga, um para cada conjunto de painéis. A unidade de osmose reversa funciona cerca de quatro horas por dia e tem potência de 750 W. Para essa instalação real de instalação de osmose reversa acionada por painéis fotovoltaicos foi adotado o número de horas de sol pleno igual a 5 horas por dia, o fator de eficiência da Bateria igual a 90%, a profundidade de descarga de 20%, e que o sistema funcione todos os dias da semana. O 60 1 3,837 0,0189C R (7.15) 9246,08486,02 RC (7.16) Dessa forma, considerando a relação entre S e GM igual a R e substituindo na equação (7.6), a área do arranjo FV necessária para manter a carga é expressa na equação (7.17): ).1(. RMG D A M L (7.17) E substituindo a equação (7.12) na equação (7.11), a capacidade nominal de armazenamento pode ser reescrita como: ).(. 2 1 SRLF NC M C DCQ (7.18) Nota-se que tanto a área do arranjo FV (A), quanto a capacidade nominal de armazenamento (Q) está expressa em função do balanceamento (M). Assim, através do valor ótimo de M, se obtém o custo mínimo da instalação. 7.3.2. ANÁLISE DO CUSTO DA INSTALAÇÃO 7.3.2. ANÁLISE DO CUSTO DA INSTALAÇÃO e posse dessas relações, procede-se à análise do custo do sistema autônomo. O custo total (CT) do sistema autônomo é dado pela soma do custo do investimento inicial (CI), o valor dos custos de operação e manutenção (OM) e o valor dos custos de substituição das baterias (BF) trazidos para o valor presente. FBOMCICT (7.19) Considerando que os custos do sistema de condicionamento de potência são proporcionais à área do arranjo FV (A), que o custo do arranjo FV por área (a) e do sistema de condicionamento de potência por área FV (c) são independentes de A, e que o custo das baterias por kWh (b) é independente da capacidade de armazenamento (Q) tem-se que o custo da instalação (T) é: QbAcaT .).( (7.20) Como a relação do custo de engenharia (d), do custo de instalação (e) e do custo de gerenciamento (f) são independentes do custo da instalação (T), o custo do investimento inicial é igual a: TfedCI ).1( (7.21) Para determinar o valor dos custos de operação e manutenção (OM) é necessário inicialmente obter os custos de operação e manutenção do primeiro ano (X0). QbjAcahX ..)..(0 (7.22) D 61 Onde h é a relação entre Xo e o custo do arranjo FV e j é relação entre Xo e o custo das baterias. É necessário também considerar as condições das equações (7.23) e (7.24): goipara i go goi go XOM N ]) 1 1 (1)[ 1 (0 (7.23) goiparaNXOM .0 (7.24) Onde N é o número de anos de vida útil do sistema autônomo, go é a taxa anual de operação e manutenção e i é a taxa de retorno anual, também conhecida como taxa mínima de atratividade financeira. Para o cálculo do custo de substituições de baterias (BF) é preciso conhecer o número de substituições de baterias durante o ciclo de vida útil do sistema autônomo (NR), que é dado através da vida útil da baterias (BL), em anos. ) 2 12 ( L R B N INTN (7.25) )1(1 1 ) 1 1 ()1(. NR NKNR K F i g SbQbB (7.26) Onde g1 é a taxa de inflação para substituição de baterias e Sb é o valor decimal economizado por unidade de bateria substituída. Através da substituição das equações (7.21), (7.24) e (7.26) na equação (7.19) para simplificar o custo total do sistema fotovoltaico autônomo (CT) e colocando os parâmetros A e Q em evidência obtém-se a expressão da equação (7.27): QBAACT CC .. (7.27) NcAhcafedAc ).())(1( (7.28) ]) 1 1 ()1(1[ )1(1 1 NR NKNR K c i g SbjNfedbB (7.29) Onde AC é o custo unitário do arranjo FV e BC é o custo unitário da capacidade de armazenamento (Q). Todos os itens descritos no método de dimensionamento GROUMPOS são mostrados na figura 4. 62 Figura 7.6: Método de dimensionamento GROUMPOS Custos dos sistemas FV Unidade Valor Custo unitário de gerador FV [a] R$ /m2 2549,4 Custo unitário de bateria [b] R$/kWh 126.7 Custo unitário de condicionamento de energia [c] R$/m2 605 Relação entre custo de engenharia e o custo total de equipam. [d] 0,00 Relação entre custo de instalação e o custo total de equipam. [e] 0,00 Relação entre custo de gerenciamento e o custo total de equipam. [f] 0,00 Relação entre o custo de operação no 1º ano e do arranjo FV [h] 0,06 Relação entre o custo de operação no 1º ano e das baterias [j] 1,09 Parâmetros econômicos Unidade Valor Valor percentual economizado por unid. de bateria substituída [Sb] Decimal 0 Taxa anual de inflação para as substituições de bateria [g1] 0,10 Taxa anual de despesas de operação e manutenção [go] 0,10 Taxa de retorno anual [i] 0,10 Dados Técnicos Unidade Valor Demanda diária estimada p/ o mês [DL] kWh/dia 3 Radiação solar média mensal [GM] kWh/(m2dia) 5 Desvio padrão mensal Radiação diária [S] 0,85 Demanda noturna da carga kWh 0 Relação noturna da carga [NSR] 0 Rendimento do arranjo FV [η] 9,84% Profundidade de descarga máxima [Pdmax] 0,20 Rendimento da bateria (padrão: 95%) 0,95 Fator de Armazenamento [CF] 5.26 vida útil (padrão: 20 anos) [N] 20 Tempo de vida da bateria (padrão: 2 anos) [BL] 4 Número de substituições de baterias [NR] 4 Coeficiente R (S / GM) 0,170 1ª Função de R que define o valor de C [C1] 0,865 2ª Função de R que define o valor de C [C2] -0,.839 Resultados Unidade Valor Custo unitário do m2 do arranjo FV [Ac] R$ 6939,68 Custo unitário do kWh do Banco de baterias [Bc] R$ 3395,56 1º variável do balanceamento ótimo (Mopt) [W] 7601,30 2º variável do balanceamento ótimo (Mopt) [T] 2584,44 3º variável do balanceamento ótimo (Mopt) [Z] 960,07 Balanceamento ótimo do sistema FV autônomo [Mopt] 1,77 Área FV ótima do sistema FV autônomo [Aopt] m2 8,73 Autonomia [C] dias 0,35 Armazenamento ótimo do sistema FV autônomo [Qopt] kWh 5,55 Custo total ótimo do sistema FV autônomo [CTopt] R$ 41731,74 65 Onde Gd(0) é o valor médio mensal da radiação diária na superfície horizontal e GREF é a radiação de referência igual a 1000 W/m2. 7.4.2. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS 7.4.2. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS om o intuito de derivar a capacidade nominal da bateria com taxa de descarga de 20 horas do valor de CS, é válido supor que a relação entre capacidade nominal da bateria (CB), mostrada na equação (5), e capacidade nominal da bateria com taxa de descarga de 20 horas (C20) é obtida pela equação empírica (6): NOMMAX S B VPD LC C . . (7.40) ).(34,01 34,01 20 20 I IC C B B (7.41) A combinação das equações (7.40) e (7.41) resultam na equação (7.42): 68,2 .29,72 20 BBB CCC C (7.42) Através de simulações verificou-se que a fórmula que expressa a confiabilidade de um sistema FV autônomo e relaciona a capacidade do banco de baterias (CS) com a capacidade do Gerador FV na superfície horizontal (Co) é dada pela equação (7.43): U SO CfC . (7.43) Onde f e u são dois parâmetros que dependem do valor da probabilidade de perda de carga (LLP) e das características meteorológicas do local. 7.4.3. ANÁLISE DO MÉTODO LORENZO 7.4.3. ANÁLISE DO MÉTODO LORENZO ara análise do método LORENZO de dimensionamento de sistemas FV autônomos é utilizada a instalação de osmose reversa acionada por painéis FV em Coité-Pedreiras no Ceará mostrada na figura 7.5. O consumo médio diário desta essa instalação real de dessalinização por osmose reversa é cerca de 3 KWh, acionada por 20 módulos fotovoltaicos de 55Wp . A tensão do banco de baterias e dos painéis FV é limitada em 24V por dois controladores de carga, profundidade de descarga de 20%. Considerando uma probabilidade de perda de carga em Coité-Pedreiras igual a 1%, se obtém os parâmetros f e u com valores 1,4041 e 0,1119, respectivamente, através do banco de dados do “Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid”. A figura 7.7 mostra o dimensionamento do consumo diário da carga. C P 66 Figura 7.7: Consumo Diário da Carga Unidade Valor Carga (L) Wh/dia 3000 Tensão Nominal (VNOM) V 24 Valor Médio Mensal da Radiação Horizontal Diária (Gd(0)) 5 Probabilidade de Perda de Carga (LLP) 1% Parâmetro f relativo a LLP 1.4041 Parâmetro u relativo a LLP 0.1119 Profundidade de Descarga Máxima (PDMAX) 0.2 Consumo Diário da Carga (QM) Ah/dia 125 O dimensionamento proposto por esse método utiliza os seguintes passos: a) Obtenção da capacidade do gerador FV na superfície horizontal (Co) com a introdução do valor de IG na equação (7.39); b) Cálculo do valor da capacidade do banco de baterias (CS) através da equação (7.43), considerando os valores f e u extraídos do local em questão para uma probabilidade de perda de carga (LLP) específica; c) Aplicação do valor de CS na equação (7.40) para a obtenção do valor da capacidade nominal da bateria (CB); d) Obtenção da capacidade nominal da bateria com taxa de descarga de 20 horas (C20) através da equação (7.42). Com o intuito de analisar o dimensionamento, o método considera uma faixa de IG fornecida por fabricantes de módulos FV entre 2 A 3,3 A. Para encontrar o dimensionamento do sistema fotovoltaico autônomo de Coité-Pedreiras, essa faixa foi estendida até 37,8 A com múltiplos de 3,15 A, o que corresponde à corrente de 12 módulos de 55 Wp em paralelo. Os valores das diferentes combinações de arranjos FV e baterias (IG-C20) para uma probabilidade de perda de carga igual a 10-2 são mostrados na figura 7.8. 67 Cs>=2.5 IG Co Cs Cb (Ah) C20 (Ah) C20<=45.IG 2 0.080 ############ ########### ########## 2.5 0.100 ############ ########### ########## 2.6 0.104 ############ ########### ########## 2.7 0.108 ############ ########### ########## 2.8 0.112 ############ ########### ########## 2.9 0.116 ############ ########### ########## 3 0.120 ############ ########### ########## 3.1 0.124 ############ ########### ########## 1 SM55 3.15 0.126 ############ ########### ########## 3.2 0.128 ############ ########### ########## 3.3 0.132 ############ ########### ########## 2 SM55 6.3 0.252 4641349.93 725210926 541202185 3 SM55 9.45 0.378 123878.48 19356013 14444787 4 SM55 12.6 0.504 9472.72 1480112 1104563 5 SM55 15.75 0.630 1289.54 201490 150367 6 SM55 18.9 0.756 252.83 39504 29482 7 SM55 22.05 0.882 63.76 9963 7436 8 SM55 25.2 1.008 19.33 3021 2256 9 SM55 28.35 1.134 6.75 1054 788 788 10 SM55 31.5 1.260 2.63 411 308 308 11 SM55 34.65 1.386 1.12 175 132 12 SM55 37.8 1.512 0.52 81 61 Figura 7.8 – Diferentes Combinações de Arranjos FV e Baterias (IG-C20) para LLP igual a 1% Experiências mostram que para preservar a vida útil das baterias, a faixa mais adequada é obtida entre 5,2SC e GIC .4520 , mostrado em negrito como exemplo prático na figura 7.8 com valores iguais a 788 Ah e 308 Ah. Nota-se, que através dessa faixa, IG está restringido entre 28,35 e 31,5 A que correspondem, respectivamente, à corrente de 9 e 10 módulos instalados em Através dos valores na figura 7.9, é verificado que as capacidades referentes das baterias com taxa de descarga de 20 horas (C20R) têm valores iguais a 788 Ah e 308 Ah. Considerando valores propostos imediatamente superiores de capacidade da bateria (C20P), se obtém duas soluções apresentadas na figura 7.9: Ig C20R C20P (a) 28.35 788 800 (b) 31.5 308 400 Figura 7.9 – Soluções de valores propostos imediatamente superiores de capacidade da bateria (C20P) 70 8. MÉTODO DE DIMENSIONAMENTO PROPOSTO 8. MÉTODO DE DIMENSIONAMENTO PROPOSTO omo foi visto no capítulo 7, dimensionar um sistema fotovoltaico autônomo significa, conciliar, harmonizando da melhor forma possível, a geração da energia com o respectivo consumo, minimizando as falhas, os custos dos sistemas e os gastos com operação e manutenção quando o método permite uma análise econômica. Para tal, é necessário modelar a oferta de energia solar, a demanda e a capacidade de armazenamento energético de forma a garantir um fornecimento de energia contínuo para a carga. Para a elaboração do método proposto ELETRODIÁLISE FV apresentado neste capítulo, foram consideradas as vantagens dos métodos apresentados no capítulo 7 como fácil compreensão, voltado para as características meteorológicas do Nordeste do Brasil, clareza na sequência lógica dos cálculos e também permitir a análise econômica da instalação. A figura 9.1 apresenta a tela principal da ferramenta de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos, onde é possível acessar o método proposto ELETRODIÁLISE FV e os métodos GTES, GROUMPOS, LORENZO apresentados no capítulo 7. Figura 8.1 – Tela principal da ferramenta de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos autônomos Para acessar qualquer método de dimensionamento basta apenas um duplo clique em cima do nome apresentado na tela principal. Um programa exemplo está disponível em https://dl.dropbox.com/u/101922388/31229DIMFVED.xls. Todos os métodos apresentam interfaces entre os mesmos não sendo necessário voltar à tela principal para utilizar outro método. Os resultados dos programas são apresentados em negrito na mesma tela de introdução dos valores. C 71 8.1. O PROGRAMA ELETRODIÁLISE FV 8.1. O PROGRAMA ELETRODIÁLISE FV programa de dimensionamento proposto é constituído por cinco etapas, que são: O consumo da planta de eletrodiálise; O número de horas de sol pleno e a inclinação do arranjo fotovoltaico; Dimensionamento do banco de baterias; Dimensionamento do arranjo fotovoltaico; Análise econômica. 8.1.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DA PLANTA DE ELETRODIÁLISE 8.1.1. DESCRIÇÃO DO CONSUMO DA PLANTA DE ELETRODIÁLISE omo visto no capítulo 6, a salinidade da água é um fator primordial para se decidir na escolha do tipo de dessalinização a ser utilizada. Além disso, implica intimamente no consumo de energia gasto pelo sistema de geração para torna- la dessalinizada, ou seja, quanto maior a concentração de sais dissolvidos na água salobra a ser dessalinizada, maior será o consumo energético necessário para torná-la potável. Dessa forma, pesquisas desenvolvidas com o processo de eletrodiálise, mostra que o mesmo é viável para salinidades de água salobra de até 5.000 ppm, a partir daí, o consumo de energia do sistema não é economicamente compensado pela produção de água potável. Portanto, para o dimensionamento fotovoltaico é necessário conhecer inicialmente a salinidade da água salobra e consumo específico de energia da planta de eletrodiálise. A descrição do consumo da planta de eletrodiálise leva em consideração: A salinidade da água salobra (ppm) e o consumo específico de energia. Uma planta de eletrodiálise acionada por painéis fotovoltaicos foi desenvolvida para pesquisas no Vale Spencer nos Estados Unidos análise do rendimento do sistema. A tensão da planta de eletrodiálise era ajustada para que partindo de uma salinidade de 2.200 ppm da água salobra, a concentração de sais da água potável produzida fosse em torno de 340 ppm. Os dados coletados como tensão, corrente e pressão foram usados para calcular o consumo de energia de todo sistema incluindo a bomba de baixa pressão. Os resultados obtidos apresentaram uma função linear entre a salinidade da água salobra em ppm e o consumo específico de energia em kWh/m3 necessário para torna-la potável. A equação (8.1) apresenta uma modelagem da função linear que indica tal relação, onde Sco é o consumo específico de energia e Tds é a salinidade da água salobra [14]. (8.1) A produção de água potável por dia em m3; Consumo de energia adicional inserido pelo usuário; O C 72 A tensão nominal do sistema (V); O consumo Ampère-hora (Ah/dia): representa o consumo médio diário da carga. É obtido pelo valor da carga CC mais o produto da Carga CA pela eficiência de conversão, tudo multiplicado pelo número de horas do ciclo de serviço diário e dividido pela tensão nominal do sistema. A figura 8.2 mostra o consumo da planta de eletrodiálise. Consumo da planta de eletrodiálise Unidade Valor Faixa Salinidade da água salobra ppm 2000 MENU 500 a 5000 Consumo específico kWh/m3 1.42 Volume de água produzida por dia m3 0.85 1 a 7 Consumo de energia kWh 1.21 Consumo de energia inserido pelo usuário kWh 0 Tensão nominal do sistema V 24 Consumo Àmpere-hora Ah/dia 50.4 Figura 8.2 – Consumo da planta de eletrodiálise 8.1.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV 8.1.2. NÚMERO DE HORAS DE SOL PLENO E ÂNGULO DE INCLINAÇÃO DO ARRANJO FV esse item deve ser descrita a condição meteorológica e de latitude do local. O Número de horas de sol pleno (h/dia) é uma forma de se expressar o valor acumulado da energia solar ao longo do dia. Esta grandeza é definida como o número de horas em que a radiação solar deve permanecer constante e igual a 1000 W/m2 de forma que a energia resultante seja equivalente à energia acumulada em kWh. Um arranjo FV instalado no ângulo igual à latitude local maximizará a energia anual produzida, considerando o ângulo mínimo para fixação do arranjo igual a 15 graus. A figura 8.3 mostra o dimensionamento do número de horas de sol pleno e o ângulo do arranjo fotovoltaico. Nº de horas de sol pleno e ângulo do arranjo Valor Faixa Nº Médio de horas de Sol Pleno h/dia 5.0 2 a 6 Latitude Local graus 15 Ângulo de Inclinação do Arranjo FV graus 15 Figura 8.3 – Número de horas de sol pleno e o ângulo do arranjo fotovoltaico 8.1.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS 8.1.3. DIMENSIONAMENTO DO BANCO DE BATERIAS ssa etapa corresponde ao dimensionamento do armazenamento de energia utilizada pelo sistema autônomo nos períodos em que a geração elétrica proveniente dos painéis fotovoltaicos não seja suficiente para abastecer a carga. A figura 8.4 mostra o dimensionamento do banco de baterias. N E 75 Número total de módulos: representa o arranjo fotovoltaico, obtido pelo produto do número de módulos em paralelo pelo número de módulos em série. 8.2. ANÁLISE ECONÔMICA 8.2. ANÁLISE ECONÔMICA o caso de fontes de geração de energia convencionais não renováveis, não são internalizados em seus custos os danos ambientais causados pelas grandes centrais geradoras e os custos em utilizar um recurso energético finito e poluente que, utilizando-o hoje, estamos privando o acesso às gerações futuras. No caso de fontes renováveis de energia, este tipo de enfoque não contabiliza, na grande maioria das vezes, o fato de ser um recurso renovável, vantagens como a geração descentralizada, promovendo benefícios regionais, os ganhos em autonomia nas comunidades etc. Consideramos então que o enfoque financeiro apresentado neste capítulo é de extrema importância, mas a análise deve ser feita de forma global juntamente com outros parâmetros. Na Europa já se tem a preocupação de quantificar a quantidade de carbono expelido na atmosfera para que no futuro próximo se possa multar os agentes e controlar a poluição. Para tal, utiliza-se um enfoque técnico e principalmente econômico-financeiro para sugerir os sistemas que satisfaçam o usuário sobre um ponto de vista do abastecimento das necessidades básicas atrelada às disponibilidades financeiras. Este enfoque é baseado no cálculo de duas figuras de mérito financeiro, o custo do ciclo de vida (CT) e o custo do ciclo de vida anualizado (CTA) 8.2.1. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL (CT) 8.2.1. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL (CT) epresenta a soma de todas as despesas efetuadas ao longo da vida útil do projeto trazidas para o valor presente. Dentre pesquisas realizadas a equação com melhor coerência é dada pelo programa GROUMPOS [16] que pode ser matematicamente representado pela equação (8.1). (8.1) Onde CI é o custo do investimento inicial no projeto, OM representa os custos de operação e manutenção do projeto e BF é o custo de substituições de baterias. A figura 8.6 mostra o cálculo do custo de investimento inicial. Através de uma pesquisa de preços realizada para obter uma planta de eletrodiálise para produzir 2 metros cúbicos de água potável por dia, encontra-se um modelo TS2/EUR2B-10 da Ameridia com o valor de US$ 8.000,00, cerca de R$ 24.000,00. N R 76 Custo de Investimento inicial (CI) Custo Unit.(R$) Custo (R$) Faixa Planta de Eletrodiálise 24000,00 24000,00 Custo Wp do Gerador fotovoltaico 19,70 8668,00 15 a 24 Custo do kWh das Baterias 126.70 108,16 120 a 150 Bomba de baixa pressão 100.00 100.00 Controlador de carga 260.00 260.00 Instalação e acessórios 300.00 300.00 Custo de investimento inicial 33936,16 Figura 8.6 – Cálculo do custo de investimento inicial Para o cálculo do custo de operação e manutenção do projeto, a taxa de retorno anual (i) é considerada igual à taxa anual de operação e manutenção (go). Dessa forma, se obtém a o custo de operação e manutenção através da equação (8.2). A figura 8.7 mostra o cálculo do custo de operação e manutenção. (8.2) Onde X0 é o custo de operação e manutenção do primeiro ano e N é o número de anos de vida útil do sistema autônomo. Custo de operação e manutenção (OM) Custo Anual Custo (R$) Substituição das membranas 550,00 11000,00 Filtros 80,00 1600,00 Custo com operação 450,00 9000,00 Custo de operação e manutenção (OM) 21600,00 Figura 8.7 – Cálculo do custo de operação e manutenção Para o cálculo do custo de substituições de baterias (BF), as equações foram modificadas para se encontrar o melhor compromisso com a realidade. O número de substituições de baterias durante o ciclo de vida útil do sistema autônomo (NR), na equação (8.3) é dado em função do número de anos de vida útil da bateria (BL). (8.3) Através da introdução de um fator de valor presente para cada substituição de bateria e do produto do custo das baterias por kWh (b) pela capacidade da bateria em kWh (CB), se obtém o custo de substituições de baterias (BF). Considerar o custo das baterias por kWh é mais coerente do que por Ah, porque assim é possível abordar a tensão do banco de baterias que é predominante no custo, pois, por exemplo, um sistema com tensão nominal de 24V necessita de um bateria de 100Ah, porém existe apenas baterias com 100 Ah e 12 V, então serão colocadas duas em série, ou seja, o banco terá 200 Ah. Já o dimensionamento por kWh diz que o banco necessita de 2,4 kWh e será contabilizado assim, independente se é de 24 V x 100 Ah ou duas baterias em série de 12 V x 100 Ah. A figura 8.8 mostra o cálculo de substituição das baterias. (8.4) 77 Custo de Substituições de baterias (BF) Custo (R$) Faixa Vida útil do sistema FV (padrão: 20 anos) [N] 20 Tempo de vida da bateria (mínimo 2 anos) [BL] 4 2 a 5 Número de substituições de baterias [NR] 4 Taxa anual de inflação da substituição das Baterias [g1] 0,10 Taxa de retorno anual [i] 0,10 0,06 a 0,12 Custo de substituições de baterias (BF) 3040,80 Figura 8.8 – Cálculo de substituição das baterias 8.2.2. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL ANUALIZADO (CTA) 8.2.2. O CUSTO TOTAL DE VIDA ÚTIL ANUALIZADO (CTA) ste valor representa o custo anual de possuir, manter e operar um determinado projeto. A figura 8.9 mostra o cálculo do custo total de vida útil anualizado. Matematicamente, o CTA, equação (8.6), pode ser determinado anualizando o CT a uma determinada taxa de retorno anual (i). Para tal é necessário multiplicar o CT pelo fator de recuperação de capital, FRC, dado pela equação (8.5): (8.5) (8.6) Custo Total Anualizado (CTA) Custo (R$) Custo total no valor presente (CT) 58576,96 Fator de Recuperação do Capital (FRC) 0,117 Custo Total Anual (CTA) 6880,43 Volume anual de água produzido m3 311 Custo da água por metro cúbico R$/m3 22,12 Valor do Dólar (US$) R$ 2,93 Custo da água por metro cúbico U$/m3 7,55 Figura 8.9 – Cálculo do custo total de vida útil anualizado O CTA é uma figura de mérito bastante utilizada que permite a realização de comparações financeiras entre dois ou mais investimentos. Uma das vantagens desta ferramenta reside na possibilidade de, devido ao fato dos custos serem anualizados, comparar projetos com diferentes tempos de vida útil ou que possuam componentes com diferentes tempos de vida útil. 8.3. COMPARAÇÃO ENTRE OS CUSTOS DAS TECNOLOGIAS DE ELETRODIÁLISE E OSMOSE REVERSA 8.3. COMPARAÇÃO ENTRE OS CUSTOS DAS TECNOLOGIAS DE ELETRODIÁLISE E OSMOSE REVERSA ara comparação dos custos de dessalinização entre as duas tecnologias se tomou como referência analise econômica feita na implementação da primeira instalação de osmose reversa acionada por painéis fotovoltaicos do Brasil [12]. Segundo esta análise, o custo do metro cúbico de água produzida foi de US$ 10,51, para uma taxa de conversão em R$ de 1,97, ou seja, o custo da água produzida foi de E P 80 REFERÊNCIAS REFERÊNCIAS [1] SBPC: Ciência Hoje; Volume 19, Num. 110, 1995. [2] BUROS, O.K.: ABC's of Desalting, The USAID Desalination Manual, 1990. [3] FRAIDENRAICH, N.; LIRA, F.: Energia Solar: Fundamentos e Tecnologia de Conversão Heliotérmica e Fotovoltaica; Ed. Universitária da UFPE, 1995. [4] GOETZBERGER, Adolf.; KNOCHBLOCH, Joachim; VOSS, Bernhard.: Cristaline Silicon Solar Cells. John Willey Sons Ltd. Englnd, Abril, 1998. [5] MACIEL, W. J.: Astronomia e Astrofísica. IAG/USP, São Paulo, Brasil, 1991. 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