PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE TECNOLOGIA DE MATERIAIS

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1 1 PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL PRÓ-REITORIA DE PESQUISA E PÓS-GRADUAÇÃO FACULDADES DE ENGENHARIA, FÍSICA E QUÍMICA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE TECNOLOGIA DE MATERIAIS DESENVOLVIMENTO DO MÓDULO FOTOVOLTAICO CONCENTRADOR ESTÁTICO HELIUS PARA SISTEMAS AUTÔNOMOS Tiago Cassol Severo Licenciado em Física PORTO ALEGRE, JANEIRO DE 05

2 2 PUCRS PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL PRÓ-REITORIA DE PESQUISA E PÓS-GRADUAÇÃO PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA E TECNOLOGIA DE MATERIAIS Faculdade de Engenharia Faculdade de Física Faculdade de Química PGETEMA Desenvolvimento do Módulo Fotovoltaico Concentrador Estático HELIUS para Sistemas Autônomos Tiago Cassol Severo Licenciado em Física DISSERTAÇÃO PARA A OBTENÇÃO DO TÍTULO DE MESTRE EM ENGENHARIA E TECNOLOGIA DE MATERIAIS. Porto Alegre, janeiro de 2005.

3 PUCRS PONTIFÍCIA UNIVERSIDADE CATÓLICA DO RIO GRANDE DO SUL PRÓ-REITORIA DE PESQUISA E PÓS-GRADUAÇÃO PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA E TECNOLOGIA DE MATERIAIS Faculdade de Engenharia Faculdade de Física Faculdade de Química PGETEMA Desenvolvimento do Módulo Fotovoltaico Concentrador Estático HELIUS para Sistemas Autônomos Tiago Cassol Severo Licenciado em Física Orientadora: Profa. Dra. Izete Zanesco Co-orientador: Prof. Dr. Adriano Moehlecke Trabalho realizado no Programa de Pós-Graduação em Engenharia e Tecnologia dos Materiais-PGETEMA, como parte dos requisitos para a obtenção do título de Mestre em Engenharia e Tecnologia de Materiais. Porto Alegre, janeiro de 2005.

4 I never thought I'd die alone I laughed the loudest, who'd have known? I traced the cord back to the wall No wonder it was never plugged in at all I took my time, I hurried up The choice was mine, I didn't think enough I'm too depressed to go on You'll be sorry when I'm gone I never conquered, rarely came 16 just held such better days Days when I still felt alive We couldn't wait to get outside The world was wide, too late to try The tour was over, we'd survived I couldn't wait 'til I got home To pass the time in my room alone I never thought I'd die alone Another six months, I'll be unknown Give all my things to all my friends You'll never step foot in my room again You'll close it off, board it up Remember the time that I spilled the cup Of apple juice in the hall Please tell mom this is not her fault I never conquered, rarely came 16 just held such better days Days when I still felt alive We couldn't wait to get outside The world was wide, too late to try The tour was over, we'd survived I couldn't wait 'til I got home To pass the time in my room alone Tomorrow holds such better days Days when I can still feel alive When I can't wait to get outside The world is wide, the time goes by The tour is over, I've survived I can't wait 'til I get home To pass the time in my room alone Adam s Song Blink-182

5 I AGRADECIMENTOS Gostaria de propor nesta dissertação um agradecimento randômico. Como as pessoas me ajudaram ou contribuíram para concluir este trabalho sem especificar o tempo certo em que contribuíram, já que muitos continuam a contribuir em minha vida até hoje. Primeiro gostaria de agradecer a minha mãe Sônia Cassol, que naquela época difícil de pós-formado, bancou por muito tempo o meu sustento e a minha impaciência. Sempre com muito carinho e com palavras de extremo conforto, me fez seguir em frente, mesmo ela, às vezes, mais de 700km distante (Uruguaiana) ou, em outras, mais de 2000km (Rio de Janeiro). Um especial obrigado a Profa. Izete Zanesco e ao Prof. Adriano Moehlecke pelo conhecimento transmitido e principalmente pela amizade de vários anos. Além da orientação técnica, muito obrigado pela a orientação de vida passada em forma de histórias vividas por vocês em seus anos experiência. Agradeço a minha esposa Mauren Marques de Oliveira pelo amor, paciência, potes de negrinho para me manter alimentado e por ter compreendido esta batalha que é terminar uma dissertação de mestrado. Agradeço a Faculdade de Física da PUCRS, em especial a Diretora Profa. Maria Emília, pela minha formação, pela disponibilidade dos laboratórios e confiança em meu trabalho.

6 II A grande amizade que tenho pelos meus dois amigos Dario Eberhardt e Aline Pan que juntos, cada um a sua maneira, passamos por alguns momentos difíceis, mas por inúmeros momentos felizes. A Fabiane Lorenzine Fabi, Heston Silveira Hestão, Mariza e Tatiane Cecchini Tatê pelas descontraídas noites de terça em que desabafavam sobre as nossas atividades de mestrado. Agradeço ao pessoal do NT-Solar pela ajuda na conclusão deste trabalho e onde tenho amigos que espero levar para sempre. Abaixo são listados em especial as pessoas que tiveram contribuição direta neste trabalho. - Obrigado ao Gabriel Filomena pela calibração das células solares; - Obrigado ao Gabriel Pereira Degas pelo exaustivo trabalho com o molde do HELIUS 31Y e nas calibrações dos protótipos; - Obrigado ao Silvio Luis Jr. Cabelo e Eduardo Zenzen Duca pelas inúmeras idéias na fabricação do protótipo do HELIUS 33XY; - Obrigado a Márcia da Silva e Ana Mallmann pelos gráficos na análise do módulo HELIUS e do material refletor; - E a todos os outros que de alguma maneira torceram pela conclusão deste trabalho. Ao meu grande tio André que mesmo a uns km (Londres) sempre me mandou um grande apoio e incentivo. Aos meus primos Vinícius e Maicon, companheiros da época do Vagão, que sempre estavam prontos a ouvir as minhas reclamações e minhas piadas sem graça. MUITO OBRIGADO A VOCÊS TRÊS!!!!. Agradeço a Serralheria da PUCRS pela soldagem do refletor no HELIUS 33XY. Agradeço ao Prof. Carlos Del Cañizo da Universidade Politécnica de Madri pelas medidas de refletância dos materiais apresentados nesta dissertação. Agradeço a CAPES pela bolsa de pesquisa para executar esse trabalho. Por fim... Obrigado!!!!!!!!

7 III RESUMO O uso de módulos concentradores estáticos em sistemas fotovoltaicos autônomos é uma forma de reduzir o custo da energia elétrica produzida. Se a este tipo de módulos forem associadas células solares bifaciais, a redução no custo pode ser significativa. O objetivo desta dissertação é apresentar o desenvolvimento de um novo módulo fotovoltaico concentrador estático, denominado HELIUS, e um método de desenho de sistemas ópticos lineares. A caracterização experimental permitiu comprovar o método de desenho e a resposta dos dispositivos desenvolvidos. Definiu-se que o sistema óptico do módulo HELIUS é linear e as células solares são bifaciais. Além disso, o sistema óptico não é preenchido com nenhum material com diferente índice de refração. Também se estabeleceu que o ângulo de inclinação dos módulos é de 48º e que a resposta ao longo do ano deve ser aproximadamente uniforme, para adequar-se à demanda energética de sistemas fotovoltaicos autônomos. A partir da análise da irradiação horária média mensal e da irradiação diária média mensal, foi determinado o comportamento do módulo concentrador estático HELIUS, ajustando os fatores de concentração horários e incluindo as perdas ópticas e a refletância. A partir da seleção de oito direções de raios solares incidentes projetados sobre o meridiano local, do método de traçado de raios, da lei

8 IV da reflexão e dos fatores de concentração ajustados, foram desenvolvidos três módulos concentradores HELIUS. Estimou-se a irradiação diária média mensal incidente em cada face das células solares bifaciais para comparar as respostas dos módulos concentradores desenvolvidos com a resposta de um módulo convencional, ambos com o mesmo número de células solares. Constatou-se que é possível produzir 74%, 78% e 106% a mais de energia elétrica com os módulos HELIUS 31Y, HELIUS 32XY e HELIUS 33XY, respectivamente. Foram construídos dois protótipos dos módulos concentradores HELIUS 31Y e HELIUS 33X, com o objetivo de caracterizá-los experimentalmente. Os dados experimentais do fator de concentração concordaram com os valores calculados, comprovando o método de desenho de módulos concentradores estáticos desenvolvidos e a simulação da resposta dos módulos ao longo do ano.

9 V ABSTRACT The application of static concentrator modules in stand-alone systems is a way of reducing the cost of the electric power produced. When bifacial solar cells are used on this kind of module, a remarkable cost reduction would be achievable. The goal of this dissertation is to present the development of a new static concentrator module, called HELIUS, and a method of designing linear optical systems. The experimental data allows us to prove this method and the behavior of the devices developed. We defined that the optical system of the modules HELIUS is linear and the solar cells are bifacial. Besides, the optical system is not filled with any kind of material. We also established that the slope of the module is 48 o and the average daily electrical output can be approximately the same during the year, in order to fit in well with constant energy demand typical of a stand-alone photovoltaic system. Based on the analysis of monthly average hourly irradiation and monthly average daily irradiation, the behavior of the static concentrator module HELIUS was determined and the hourly concentration ratios were calculated in order to obtain the expected performance of the concentrator. Optical losses and the reflectance was considered. Three modules were developed based on: the selection of eight directions of the solar rays projected onto the local meridian, the ray-tracing procedure, the law of the reflection and concentration ratios. The monthly average daily irradiation on each

10 VI face of bifacial cells was estimated to compare the behavior of the concentrator modules with that of a standard module. We assumed the same number of solar cells in both kind of module. The electrical power produced by HELIUS 31Y, HELIUS 32XY and HELIUS 33XY was 74%, 78% and 106% higher than that produced by a standard module, respectively. Prototypes of the modules HELIUS 31Y and HELIUS 33X were constructed to characterize the experimental performance of the concentrators and to validate the proposed method. The experimental data of the concentration ratio agree with the estimated values, and then confirming the developed method of designing static concentrator modules and the estimated behavior of the modules HELIUS during the year.

11 VII SUMÁRIO AGRADECIMENTOS...I RESUMO...III ABSTRACT...V LISTA DE FIGURAS...X LISTA DE TABELAS...XV LISTA DE SÍMBOLOS...XVI 1 INTRODUÇÃO A RADIAÇÃO SOLAR O Sol A Constante Solar A Radiação Solar e suas Componentes Equipamentos para Medidas da Radiação Solar Posição do Sol em Relação à Superfície Terrestre Projeção dos Raios Incidentes sobre o Meridiano Separação da Irradiação Total em Diária e Horária Irradiação Solar sobre Superfícies Inclinadas Perdas por Reflexão SISTEMAS FOTOVOLTAICOS E CONCENTRADORES Sistemas Fotovoltaicos Sistemas Conectados à Rede Elétrica Sistemas Autônomos Módulos Fotovoltaicos Convencionais e Concentradores...25

12 VIII Módulo Fotovoltaico Convencional Módulo Fotovoltaico Concentrador Módulos Fotovoltaicos Concentradores com Seguimento do Sol Módulos Fotovoltaicos Concentradores Estáticos Conceitos Básicos para Caracterização de Concentradores Estáticos Comparação entre Módulos Concentradores DESENVOLVIMENTO DE MÓDULOS CONCENTRADORES ESTÁTICOS O Módulo Fotovoltaico Concentrador Estático HELIUS Método de Traçado de Raios Dados para Implementação do Método de Traçado de Raios Concentração Geométrica e Fatores de Concentração Desenvolvimento do Método de Traçado de Raios Desenvolvimento da Seção Transversal do Módulo HELIUS 31Y Análise da Resposta do Módulo HELIUS 31Y Desenvolvimento do Módulo Concentrador HELIUS 32XY Desenvolvimento da Seção Transversal do Módulo HELIUS 32XY Análise da Resposta do Módulo HELIUS 32XY Desenvolvimento do Módulo Concentrador HELIUS 33XY Análise da Resposta do Módulo HELIUS 33XY CARACTERIZAÇÃO EXPERIMENTAL DOS MÓDULOS DESENVOLVIDOS Construção de Protótipos dos Módulos Concentradores HELIUS Construção do Protótipo do Módulo HELIUS 31Y Construção do Molde do Sistema Óptico Construção do Sistema Óptico do HELIUS 31Y Construção do Protótipo do Módulo HELIUS 33X Comparação entre os Métodos de Fabricação Análise dos Materiais Refletores Encapsulamento de Células Solares Caracterização Experimental dos Protótipos Análise Experimental do Módulo HELIUS 31Y Análise Experimental do Módulo HELIUS 33X CONCLUSÕES...93 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS...96 PUBLICAÇÕES REALIZADAS NO DECORRER DESTA DISSERTAÇÃO...103

13 IX LISTA DE FIGURAS Figura 1.1 Mapa da distribuição da irradiação solar média diária incidente numa superfície com o ângulo de inclinação ótimo, para o mês com a menor radiação solar, em kwh/m 2 por dia....4 Figura 2.1 Espectro da irradiação solar para diferentes massas de ar....9 Figura 2.2 Componentes da radiação solar na superfície terrestre Figura 2.3 Figura 2.4 Figura 2.5 Figura 2.6 Figura 2.7 Figura 3.1 Figura 3.2 Piranômetro Eppley e piranômetro fotovoltaico para medição da radiação total Trajetória do Sol no círculo e definição do zênite solar (θ zs ), altura solar (γ s ), azimute da superfície inclinada (α), ângulo de incidência dos raios solares (θ s ) e o ângulo de azimute solar sobre uma superfície terrestre (ψ) Representação da seção transversal do sistema óptico linear de um módulo concentrador, da abertura angular (ϕ) e um raio incidente projetado sobre o meridiano local (ψ) Semiesfera de raio unitário sobre o plano de um módulo e representação do ângulo (θ sp ) Representação geométrica do hemisfério celeste e do método de Perez para o cálculo da radiação difusa sobre um plano inclinado Central fotovoltaica conectada à rede elétrica de Toledo, Espanha, com capacidade de 1MW Esquema de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica....24

14 X Figura 3.3 Esquema representando um sistema fotovoltaico autônomo Figura 3.4 Escola abastecida pelo Programa de Assistência para o Desenvolvimento Rural da CEMIG Figura 3.5 Encapsulamento típico de um módulo fotovoltaico convencional...27 Figura 3.6 Exemplos de sistemas ópticos com: (a) lentes e (b) espelhos Figura 3.7 Sistema fotovoltaico que segue o movimento aparente do Sol Figura 3.8 Figura 3.9 Figura 3.10 Módulo fotovoltaico concentrador estático PEC-44D para sistemas fotovoltaicos autônomos Esquema representativo da abertura angular (ϕ), abertura de entrada (A e ) e área de células solares (A c ) Seção transversal do concentrador estático PEC-44D, composto por ramos de elipse, circunferência e parábola Figura 3.11 Concentrador estático MEC-P com refletor difuso Figura 3.12 Figura 3.13 Figura 3.14 Figura 3.15 Figura 3.16 Figura 3.17 Figura 4.1 Figura 4.2 Figura 4.3 Representação esquemática do módulo concentrador estático desenvolvido por Mayregger e outros Módulo concentrador CTC com um ângulo de aceitação de 30º e índice de refração 1, Protótipo do concentrador desenvolvido para ser integrado em fachadas de edificações na Suécia Esquema do módulo dividido em estágios e com diferentes índices de refração n 1 e n O ACCPVC foi desenvolvido para fachadas de prédio no Reino Unido Módulo concentrador que integra um sistema fotovoltaico e um térmico Irradiação horária média mensal incidente na superfície inclinada de 48º, em Porto Alegre, para o mês de junho e para o mês de dezembro Irradiação diária média mensal incidente na superfície inclinada de 48º, em Porto Alegre Irradiação horária média mensal incidente na face frontal e na face posterior das células solares bifaciais do módulo concentrador HELIUS, para o mês de janeiro....44

15 XI Figura 4.4 Figura 4.5 Figura 4.6 Figura 4.7 Figura 4.8 Figura 4.9 O raio incidente e o raio refletido formam o mesmo ângulo com a normal da superfície Abertura angular ϕ estabelecida para o desenvolvimento do concentrador estático HELIUS. Esquema representando a posição do Sol nos solstícios ao meio dia solar Posição dos oito raios incidentes de entrada, projetados sobre o meridiano Feixe de raios paralelos que incidem na abertura de entrada do concentrador e devem chegar na face posterior das células solares Esquema representando o feixe de raios incidentes de entrada, correspondente ao raio número 4 e raios refletidos utilizados para desenhar o sistema óptico Representação dos passos para desenhar os elementos da superfície refletora Figura 4.10 Esquema representativo do método de traçado de raios desenvolvido e desenho da seção transversal do módulo concentrador HELIUS Figura 4.11 Figura 4.12 Figura 4.13 Figura 4.14 Figura 4.15 Figura 4.16 Figura 4.17 Figura 4.18 Raios incidentes de entrada utilizados para o desenho do sistema óptico do módulo HELIUS 31Y (a) Seção transversal do módulo concentrador HELIUS 31Y e (b) representação do módulo inclinado com um ângulo de 48 o e dos raios incidentes de entrada Comparação da trajetória dos raios incidentes de entrada para o módulo concentrador HELIUS 31Y na região (a) mais afastado e (b) mais próximo das células solares Teoria dos raios extremos aplicada para analisar a resposta da seção transversal do módulo concentrador HELIUS 31Y Fator de concentração para o módulo HELIUS 31Y, em função do ângulo dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (a) Dimensões da seção transversal e (b) vista da superfície frontal do módulo HELIUS 31Y Irradiação diária média mensal incidente na face frontal e posterior das células solares do módulo HELIUS 31Y Irradiação diária média mensal incidente nas células solares do módulo HELIUS 31Y e em um módulo convencional....57

16 XII Figura 4.19 Figura 4.20 Figura 4.21 Figura 4.22 Figura 4.23 Figura 4.24 Figura 4.25 Figura 4.26 Figura 4.27 Figura 4.28 Figura 4.29 Figura 4.30 Figura 4.31 Figura 4.32 Figura 4.33 Esquema da seção transversal do concentrador solar HELIUS 32 e raios incidentes de entrada Módulo concentrador HELIUS 32Y constituído de três tiras de células solares associadas ao sistema óptico e trajetória dos raios incidentes de entrada 1,4 e Medidas do HELIUS 32: (a) seção transversal do sistema óptico e profundidade do módulo, área do módulo e distribuição das tiras de células solares para o módulo (b) HELIUS 32Y e (c) HELIUS 32X Fator de concentração para o módulo HELIUS 32XY, em função do ângulo dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (ψ) Irradiação diária média mensal incidente na face frontal e posterior das células solares do módulo HELIUS 32XY Irradiação diária média mensal incidente nas células solares do módulo HELIUS 32XY e em um módulo convencional Seção transversal do módulo HELIUS 33X e representação dos raios incidentes de entrada Fator de concentração para o módulo HELIUS 33X em função do ângulo dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (ψ) Irradiação diária média mensal incidente na face frontal e posterior das células solares do módulo HELIUS 33X Irradiação diária média mensal incidente nas células solares do módulo HELIUS 33X e em um módulo convencional Diferença entre os sistemas ópticos dos módulos concentradores HELIUS 33X e HELIUS 33Y Sistema óptico do módulo HELIUS 33Y, adequado para encaixar três tiras de células solares acopladas ao concentrador solar Comparação entre o sistema óptico dos módulos HELIUS 33Y (a) e HELIUS 33X (b) Fator de concentração para o módulo HELIUS 33Y em função do ângulo dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (ψ) Irradiação diária média mensal incidente na face frontal e posterior das células solares do módulo HELIUS 33Y....70

17 XIII Figura 4.34 Figura 5.1 Figura 5.2 Figura 5.3 Figura 5.4 Figura 5.5 Figura 5.6 Irradiação diária média mensal incidente nas células solares do módulo HELIUS 33Y e em um módulo convencional Recipiente com parafina solidificada, a qual foi utilizada para a fabricação do molde do HELIUS 31Y Bloco de parafina retirada do recipiente e colado em uma placa metálica para a confecção do molde do sistema óptico do HELIUS 31Y Medidas da seção transversal do HELIUS 31Y adaptado para células solares com 5,0 x 2,5cm Seção transversal do módulo HELIUS 31Y talhado em uma placa metálica Molde de parafina do sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 31Y Sistema óptico fabricado em resina e fibra de vidro do concentrador HELIUS 31Y sobre o molde de parafina e cobre Figura 5.7 Refletância espectral do filme de prata ECP 305 da 3M Figura 5.8 Sistema óptico do protótipo do módulo concentrador HELIUS 31Y Figura 5.9 Figura 5.10 Medidas ajustadas da seção transversal do módulo HELIUS 33X para células solares de 5,0 x 2,5 cm Construção do suporte de sustentação do sistema óptico do HELIUS 33X Figura 5.11 Sistema óptico do protótipo do módulo concentrador HELIUS 33X Figura 5.12 Figura 5.13 Figura 5.14 Figura 5.15 Figura 5.16 Refletância espectral do aço inox utilizado no sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 33X Refletância espectral do aço inox após o processo de polimento Refletância espectral da amostra de insulfilm prateado sobre aço inox Refletância espectral do material utilizado para revestimento de refletores de lâmpadas fluorescentes Equipamento para soldar as células solares utilizadas na confecção dos protótipos dos módulos HELIUS....85

18 XIV Figura 5.17 Figura 5.18 Figura 5.19 Figura 5.20 Figura 5.21 Figura 5.22 Figura 5.23 (a) Câmara de vácuo utilizada para preparar o silicone para o encapsulamento das células solares e (b) o resultado final do encapsulamento Sistema utilizado para caracterizar as células solares e os protótipos do concentrador HELIUS Protótipos dos módulos concentradores (a) HELIUS 31Y e (b) HELIUS 33X Dispositivo construído para determinar experimentalmente o ângulo de incidência dos raios solares Sistema para caracterização dos módulos concentradores no Laboratório de Medidas Externas do CB-Solar...90 Comparação entre os valores do fator de concentração simulados e experimentais Comparação entre os valores do fator de concentração simulados e experimentais....92

19 XV LISTA DE TABELAS Tabela 4.1. Fatores de concentração horários para os meses do ano para o módulo HELIUS Tabela 4.2. Valores do fator de concentração horário para o mês do ano para o módulo HELIUS 32XY...62 Tabela 5.1. Resultados da calibração das células solares utilizadas para caracterização dos módulos concentradores HELIUS...87

20 XVI LISTA DE SÍMBOLOS θ ZS AM δ Γ D n ϕ ω φ α θ S Ψ β θ SP Ra Ra qn G d (0) Ângulo de zênite Massa de ar Declinação solar Ângulo diário Dia do ano Abertura angular Ângulo horário solar Latitude Azimute da superfície inclinada Ângulo de incidência dos raios solares Ângulo de azimute solar sobre uma superfície terrestre Inclinação da superfície Angulo entre os raios solares incidentes projetados sobre o meridiano local e a normal ao módulo Raio solar Raio solar projetado sobre o meridiano Irradiação diária total em uma superfície horizontal

21 XVII B od (0) KT D d (0) D h (0) B(β) α P B o ρ ρ A Radiação extraterrestre sobre uma superfície horizontal Índice de transparência Irradiação diária difusa Irradiação horária difusa Radiação solar direta sobre uma superfície inclinada Semi-ângulo da região circumsolar Radiação extraterrestre incidente em uma superfície perpendicular aos raios solares Refletância Albedo θ S Ângulo de refração n EVA Cg Ae Ac θ i Fi Cop C I CP I AE ζ ξ τ Índice de refração do meio Acetato de etilvinila Concentração geométrica Abertura de entrada Área de células solares Ângulo de aceitação Fator de interceptação Concentração óptica Fator de Concentração Irradiância na Face Posterior das Células Solares Bifaciais Irradiância na Abertura de Entrada do Concentrador Ângulo do Elemento Refletor Ângulo formado entre o raio incidente de entrada e raio incidente refletido dividido por dois Transmitância

22 1 1. INTRODUÇÃO A sociedade tem como um dos seus pilares fundamentais a produção de energia para seu desenvolvimento. A sua falta ou escassez traz novas reflexões em busca de uma saída rápida e confiável ao problema energético. Estimativas do Banco Mundial retratam que quase 1,0 bilhão de pessoas não possuem acesso à energia elétrica no Mundo, as quais vivem principalmente no meio rural ou em áreas isoladas de países em desenvolvimento [1]. Além disso, grandes emissões de dióxido de carbono e agentes nocivos à atmosfera e aos seres vivos estão transformando o meio ambiente a uma velocidade maior do que a esperada [2]. Este fato, faz com que as tendências estejam voltadas para tecnologias limpas de produção de energia e que possam atender regiões de difícil acesso com agilidade e confiabilidade. Neste cenário, a conversão direta de energia solar em elétrica, denominada energia solar fotovoltaica, é uma tecnologia que tem apresentado resultados significativos em suas aplicações por apresentar modularidade, versatilidade, uma fonte abundante e limpa, além de baixa manutenção, contribuindo, assim, para suprir a atual demanda energética mundial [3]-[7]. A abundância de energia provinda do Sol é mostrada pelos valores coletados experimentalmente, sendo que a Terra recebe, em média, 1367 W/m² na estratosfera e até mais de 1000 W/m² em sua superfície em dias de céu limpo e próximo ao meio

23 2 dia. Estes valores equivalem a 5,5x10 21 kj/ano de radiação solar [8], [9].Se um aproveitamento adequado e em grande escala fosse utilizado, seria possível sanar o problema energético sem prejudicar o meio ambiente e a humanidade. No mundo inteiro, cada vez maior é a difusão da energia solar fotovoltaica em meios urbanos e rurais. Nos Estados Unidos, mais de casas utilizam, de alguma forma, a energia solar para a produção de energia elétrica [10]-[12]. Em dezembro de 1998, a Espanha firmou o Decreto Real 2818/1998 que estabelece as condições, passos e subsídios para a inserção de energias renováveis na matriz energética. Isso fez com que as instalações com energias renováveis, inclusive a energia solar fotovoltaica, ganhassem forte incentivos para implementação. Até maio de 2001, mais de 142 sistemas fotovoltaicos, com cerca de 5 MW p de potência, foram aprovados e muitos com subsídios do governo espanhol [13]. Na Alemanha, em 1990, um projeto inicial de 1000 telhados fotovoltaicos conectados na rede elétrica foi implementado. Devido ao sucesso do programa, no ano 2000, houve a expansão do projeto para telhados fotovoltaicos, isso com maiores incentivos do governo alemão para a instalação residencial [4], [11], [12]. Na Tailândia, o governo subsidia a formação de centrais fotovoltaicas para carga de baterias no meio rural, possuindo uma capacidade instalada de 1,5 MWp espalhada em dez pontos da região norte do país [14]. Na Índia, o mercado global incentiva a crescente indústria fotovoltaica indiana a aumentar a sua produção de 58 MWp para mais de 250 MWp até o ano de Junto a crescente industrialização, o Ministério de Fontes de Energia Não Convencionais indiano com as agências de desenvolvimento energético, modificaram programas energéticos ultrapassados e desenvolveram novos projetos na área de energia solar fotovoltaica e instituíram como meta um mínimo de energia necessária para o meio rural [15], [16]. Em Bangladesh [16] e na Jordânia [17] instalações na área rural, com bombeamento d água e sistemas de iluminação doméstica são implementadas. No Brasil, com as grandes dimensões territoriais e áreas de difícil acesso, programas de eletrificação como o PRODEEM (Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios do Ministério de Minas e Energia) e Luz para Todos, impulsionam inúmeros projetos para eletrificação e bombeamento d água na

24 3 área rural com a utilização de energia solar. Esta se torna muito competitiva, quando comparada aos altos custos da expansão da rede elétrica convencional e a baixa densidade populacional em áreas rurais [7], [18], [19]. O PRODEEM tem como meta atingir comunidades isoladas, o que representaria 35 MW de módulos fotovoltaicos [4], [20]. Já alguns pesquisadores acreditam que para uma política de crescimento sustentável, o Brasil deve instalar 50 MW até 2005, para uma maior disseminação da tecnologia [7]. Exemplos de instalações brasileiras podem ser encontrados em vários estados do País. Entretanto convém destacar as instalações efetuadas em vários pontos do norte de Minas Gerais, onde através do Programa de Assistência para o Desenvolvimento Rural, com a iniciativa da CEMIG (Companhia Energética de Minas Gerais), foram instalados 71 sistemas fotovoltaicos no período de 1995 e 1996 para atender escolas rurais, domicílios rurais e outros centros de necessidades básicas, como postos de saúde e centros comunitários [18]. No nordeste brasileiro também foram implementados vários projetos na área de eletrificação rural e bombeamento d água, onde se podem destacar os estados do Ceará, Bahia e Pernambuco [7], [21]. No Brasil, como na maioria dos países, a utilização da energia solar fotovoltaica começou com instalações no meio rural e posteriormente iniciaram-se projetos de instalação de sistemas conectados à rede elétrica convencional [12]. Cabe destacar que existem algumas instalações fotovoltaicas conectadas à rede elétrica, entretanto em nível de desenvolvimento tecnológico em institutos de pesquisa e universidades, esperando uma melhor definição das políticas energéticas brasileiras [4], [7], [12], [13]. Um dos maiores problemas energéticos que o país enfrenta, encontra-se no meio rural. Estimativas do Ministério de Minas e Energia indicam que 12 milhões de pessoas não possuem energia elétrica em suas residências [19] e que a maioria dessas pessoas estão no meio rural, em regiões isoladas e geralmente de difícil acesso [7]. Isso transforma a energia solar fotovoltaica em um forte atrativo devido as suas características e por incidirem no Brasil altos valores de irradiação. Por exemplo, os valores de irradiação, sobre uma superfície inclinada com o ângulo óptimo, se comprovam com medidas realizadas em vários pontos do país, como

25 4 Porto Alegre/RS (4,1 kwh/m 2 dia), Belém/PA (4,2 kwh/m 2 dia), Manaus/AM (3,7 kwh/m 2 dia) e São Paulo/SP (3,4 kwh/m 2 dia). A distribuição da irradiação solar média diária incidente no Brasil é apresentada na Fig Figura 1.1 Mapa da distribuição da irradiação solar média diária incidente numa superfície com o ângulo de inclinação ótimo, para o mês com a menor radiação solar, em kwh/m 2 por dia. A implementação de sistemas fotovoltaicos em larga escala pode sanar o problema energético brasileiro mencionado anteriormente. Entretanto a maior implementação é impedida por dois motivos: a tecnologia possui um custo ainda elevado frente às fontes convencionais de energia, além disso, o investimento é totalmente inicial [7], [22]. O alto custo também pode ser justificado pela baixa demanda de produção, menor em relação às fontes convencionais de energia. [6] Como o investimento de uma instalação fotovoltaica é totalmente inicial, isto é, no momento da implementação e não é diluído ao longo dos anos, como na conta de energia elétrica paga às concessionárias, isso se torna uma barreira aos consumidores. Opções como linhas de crédito ou subsídios do governo poderiam amenizar o custo aumentando a demanda e, assim, diminuir o custo da energia solar fotovoltaica [7], [23]-[25]. Neste sentido, para a redução do custo da tecnologia fotovoltaica, duas frentes de pesquisa são adotadas na tentativa de solucionar este problema:

26 5 1) a diminuição da razão entre o custo e a eficiência da célula solar; e 2) a concentração de radiação sobre as células solares através de um sistema óptico [5]-[7], [21], [22], [26]. A segunda linha tem como interesse diminuir a área de células solares, a partir da inserção de um sistema óptico, para concentrar radiação solar sobre os dispositivos. A menor área de células solares produz uma redução significativa no custo do módulo fotovoltaico, pois o valor da célula solar é superior ao do sistema óptico [5], [6], [21]. Em resumo, o módulo fotovoltaico concentrador é composto por células solares, monofaciais ou bifaciais, e por um sistema óptico para concentrar a radiação solar. Uma instalação fotovoltaica com concentradores pode reduzir o custo em até 1/3 de uma instalação fotovoltaica convencional [22]. Vários sistemas para a produção de energia elétrica foram implementados a partir de módulos fotovoltaicos concentradores. A Universidade Politécnica de Madri, em parceria com a BP Solar, instalou 480 kw de módulos concentradores em Tenerife, Espanha. O custo da instalação fotovoltaica, sem a utilização de concentradores, ficaria em torno de 23 centavos de dólar por kwh. Com o uso de concentradores o custo caiu para 13 centavos de dólar por kwh, mostrando uma significativa redução em seu valor. [22], [26]. Além disso, Boes e Luque projetaram que o custo da energia solar fotovoltaica com concentração terá seu preço reduzido entre 6 e 8 centavos de dólares por kwh nos próximos anos, isso para uma eficiência de 25% da célula solar e uma produção de módulos de 100 MW/ano [22]. Um outro estudo, apresentado pela US Department of Enegy / Electric Power Research Institute, determinou que, em 2010, os módulos fotovoltaicos concentradores poderão produzir energia elétrica a 8 ou 9 centavos de dólar por kwh e, em 2020, chegará a marca de 6 a 7 centavos de dólar por kwh. Swanson comparou 10 tipos de concentradores com um módulo convencional e encontrou resultados similares aos citados anteriormente [26]. Esta dissertação tem como objetivo apresentar o desenvolvimento de um novo módulo fotovoltaico concentrador estático, projetado a partir da óptica não

27 6 formadora de imagens e denominado de HELIUS. Este módulo concentrador utilizará células solares bifaciais, isto é, ativas em ambas as faces e se destinará a sistemas fotovoltaicos autônomos. Especificamente, os objetivos são: - Desenvolvimento de um método de desenho de módulos concentradores estáticos; - Desenho de três módulos concentradores; - Comparação da resposta simulada dos módulos concentradores desenvolvidos ao longo do ano; - Construção de dois protótipos; - Caracterização experimental da resposta dos módulos concentradores e validação do método de desenho. Esta dissertação tem seu início no capítulo dois com a descrição dos parâmetros necessários para estimar a irradiação solar horária sobre superfícies inclinadas. No capítulo três apresenta-se a descrição de sistemas fotovoltaicos e um breve relato sobre módulos concentradores e concentradores solares, analisando o tipo de sistema óptico utilizado. Neste capítulo também são descritos os parâmetros de desenho e caracterização de módulos concentradores estáticos. No capítulo quatro são apresentados os parâmetros de desenho para o desenvolvimento do módulo concentrador estático HELIUS e o método de traçado de raios aplicado para o desenvolvimento do sistema óptico dos três módulos concentradores. Os módulos concentradores desenvolvidos foram comparados através da simulação da resposta durante um ano. As dimensões e os fatores de concentração dos módulos HELIUS são apresentados para concentradores com três tiras de doze células solares e com uma única tira de 36 células solares bifaciais. No capítulo cinco são apresentados e comparados dois métodos para a construção de protótipos do módulo concentrador HELIUS. Também são discutidos os resultados experimentais, com o objetivo de comprovar o método de desenho

28 7 desenvolvido e a resposta simulada dos módulos concentradores. Além disso, alguns materiais refletores são apresentados. No capítulo seis resume-se a análise dos resultados simulados e experimentais bem como são apresentadas as sugestões para a continuação deste trabalho.

29 8 2. A RADIAÇÃO SOLAR 2.1 O Sol O Sol é a estrela mais próxima de nosso planeta, estando a uma distância de aproximadamente 1,50x10 8 km e possuindo massa de 1,898x10 30 kg, representando vezes a massa da Terra. O Sol possui um raio de km [27]-[28]. A velocidade da luz solar é de ,458 km/s, levando um pouco mais de 8,0 minutos até chegar à estratosfera terrestre [27], [28]. Além disso, o Sol possui uma expectativa de vida em torno de mais 5 ou 6 bilhões de anos [29]. O Sol produz por segundo uma quantidade de energia da ordem de 3,90x10 26 J [27], sendo que a Terra recebe em média, na estratosfera, uma quantidade de W/m² [9]. Esses números são proporcionados por reações termonucleares que ocorrem no interior do Sol, isto é, quatro átomos de hidrogênio se fundem nuclearmente para formar um átomo de hélio, liberando assim uma grande quantidade de energia. Para se ter uma base dessa quantidade de energia liberada, um grama de hidrogênio para formação do hélio produz uma quantidade de aproximadamente kwh de energia. Além disso, o Sol converte 4,0x10 8 toneladas de hidrogênio em hélio por segundo, resultando em uma perda de massa de aproximadamente 6,2x10 11 kg/s [28]-[30]. Quando o Sol tiver utilizado quase todo seu hidrogênio, passará a queimar hélio, ocasionando um resfriamento do Sol e um processo de contração de suas

30 9 camadas interiores promovido pela própria gravidade. Esta contração liberará as camadas mais exteriores do Sol até englobar os planetas mais próximos, como Mercúrio, Vênus, Terra e Marte, atingindo o status de uma gigante vermelha [28], [29]. 2.2 A Constante Solar O Sol possui em seu interior temperaturas por volta de K para executar seus processos termonucleares. Entretanto em suas camadas mais externas, como por exemplo, na fotosfera, as temperaturas decaem até atingirem a faixa dos K [27]. A essa temperatura, a fotosfera irradia um espectro contínuo de radiação eletromagnética muito próxima de um corpo negro, como visto na Fig. 2.1 [31], [32]. Figura 2.1 Espectro da irradiação solar para diferentes massas de ar. A irradiância solar, em todos os comprimentos de onda, incidente em uma superfície perpendicular aos raios do Sol, a uma distância de 1,50x10 8 km, ou 1,0 Unidade Astronômica, é chamada de constante solar [9]. Em outras palavras, a integral da distribuição espectral da irradiância solar, em W/m 2, pelo comprimento de onda, em µm, resulta no valor chamado de constante solar. Este valor foi determinado por repetidas medidas com balões meteorológicos e satélites,

31 10 encontrando um valor de W/m 2 para uma massa de ar igual a zero (AM0), isto é, fora da atmosfera terrestre [9], [31]-[33]. Devido aos processos de espalhamento, como Rayleigh e outros ocasionados pelos aerossóis e poeira, além da absorção da radiação solar pelos gases constituintes da atmosfera, tais como ozônio, dióxido de carbono e oxigênio, em um dia com céu sem nuvens, a energia solar pode dissipar-se em até 30% ao alcançar a superfície terrestre [5], [9], [33]. Um outro parâmetro muito importante para determinar a potência incidente na superfície terrestre em dias de céu limpo é a massa óptica de ar, mais comumente conhecida como massa de ar. Este parâmetro define qual a distância percorrida pelos raios solares até a superfície terrestre em relação a distância que percorreriam se o Sol estivesse no zênite. A massa de ar (AM) pode ser calculada por: AM = 1 cos θ ZS (2.1) onde θ ZS é o ângulo formado pela normal da superfície e os raios solares incidentes, isto é, o ângulo de zênite. Para melhor compreensão do conceito de massa óptica de ar, são apresentados três valores diferentes [9], [31]-[33]: AM0: neste caso os raios solares não ultrapassaram a atmosfera e a irradiância solar é chamada de irradiância extraterrestre; AM1: massa de ar quando o Sol está no zênite, para uma superfície ao nível do mar; AM1,5: massa de ar 1,5 vezes maior que os raios solares devem percorrer até chegar à superfície terrestre, em relação ao caso anterior [32], [33]. Utilizando a Eq. 2.1, obtém-se que para AM1,5 o ângulo de zênite deve ser de aproximadamente 48,2º. O valor da distribuição espectral padrão aceito internacionalmente foi definido pelo Programa Fotovoltaico Norte Americano, no ano 1977, e é de 1000 W/m 2 para AM1,5 Global [31].

32 A Radiação Solar e suas Componentes A energia solar incidente em uma determinada superfície, em um intervalo de tempo específico, por unidade de área é chamada de irradiação e possui unidade de energia por área, comumente em [Wh/m 2 ]. Já, a energia incidente em uma superfície, por unidade tempo e área é denominada de irradiância, cuja unidade é [W/m 2 ]. A radiação pode ser dividida em duas componentes: radiação direta e radiação difusa, conforme ilustra a Fig A radiação solar direta não sofre nenhum processo de espalhamento ou reflexão e seus raios são paralelos. Módulo Fotovoltaico Figura 2.2 Componentes da radiação solar na superfície terrestre. Por outro lado, a radiação difusa é resultante do espalhamento da radiação direta. Quando a radiação direta ultrapassa as nuvens ou os próprios componentes da atmosfera, esta sofre um espalhamento. Além disso, parte da radiação solar que chega a superfície terrestre é refletida, sendo esta mais uma componente da radiação difusa. O albedo é um indicativo da quantidade de radiação solar refletida pela superfície terrestre de acordo com o tipo de vegetação ou constituição da região. Este parâmetro é definido como a razão entre a radiação difusa refletida pelo solo e a radiação incidente.

33 12 Em um dia com céu parcialmente nublado, os valores de radiação direta e difusa se alternam de acordo com as condições climáticas. Entretanto em um dia de céu limpo e próximo ao meio dia, a radiação direta é a predominante. A soma total das componentes da radiação, isto é, a radiação direta mais a difusa, é igual à radiação total Equipamentos para Medidas de Radiação Solar Os valores da radiação solar são importantes para um adequado dimensionamento de sistemas fotovoltaicos. Os principais equipamentos para medir a radiação solar são: a) O piranômetro: que mede a irradiância total e fica usualmente em uma superfície horizontal. Na Fig. 2.3 mostra-se um piranômetro Eppley e um piranômetro fotovoltaico. Se houver a necessidade de medir somente a radiação difusa, um arco de sombreamento é instalado para impedir a passagem da radiação direta, de tal forma que incide somente a radiação difusa sobre o sensor; b) O pireliômetro: é constituído por um instrumento colimador para medir a irradiância solar direta provinda de uma pequena porção do céu. É acompanhado de um sistema para seguir o movimento aparente do Sol [9], [34]. Figura 2.3 Piranômetro Eppley e piranômetro fotovoltaico para medição da radiação total.

34 Posição do Sol em Relação às Superfícies Terrestres A Terra percorre uma trajetória elíptica ao redor do Sol, sendo que o plano formado pelas posições da Terra durante o ano é chamado de plano da eclíptica e a Terra leva um período de um ano para percorrer este trajeto. Além desse movimento, a Terra faz um movimento de rotação em torno de seu próprio eixo, denominado de eixo polar. Uma rotação completa em torno de seu próprio eixo caracteriza um dia solar [9], [33], [34]. O plano da eclíptica em relação ao equador terrestre forma um ângulo entre 23,5º e 23,5º, chamado de declinação solar (δ). A declinação solar varia em média 0,5º por dia, sendo que quando o valor é zero corresponde aos equinócios (primavera ou outono) e o valor máximo (23,5º) ocorre no solstício de verão e quando o valor é mínimo (-23,5º) corresponde ao solstício de inverno no hemisfério norte e inversamente no hemisfério sul. A declinação solar (δ) para qualquer dia do ano, em radianos, é igual [34]: δ = 0, , cos Γ + 0, sen Γ 0, cos 2Γ + 0, sen 2Γ 0, cos 3Γ + 0,00148 sen 3Γ (2.2) Sendo que Γ é chamado de ângulo diário, que é dado por: 2 (D 1) Γ = π n - (2.3) 365 Onde D n é o dia do ano, que varia de 1 a 365. A Eq. 2.2 proporciona a declinação ao meio dia solar. O ângulo de zênite (θ ZS ) é o ângulo entre a reta que determina a posição do Sol e a reta que passa pelo observador e o zênite local, como mostra a Fig O ângulo de zênite (θ ZS ) é dado por: cos θ ZS = sen δ.sen φ + cos δ.cos φ. cos ω (2.4) Onde o ω é o ângulo horário solar, que é igual a zero ao meio dia, tem sinal negativo pela manhã e positivo pela tarde. Além disso, o ângulo horário solar ω, varia

35 14 15º a cada hora. A latitude do local (φ), apresenta sinal positivo para o hemisfério norte e sinal negativo para o hemisfério sul. Com o valor de θ ZS, pode-se calcular a elevação solar (γ S ): γ = 90 (2.5) S θ ZS ZS S S Figura 2.4 Trajetória do Sol e definição do zênite solar (θ zs ), elevação solar (γ s ), azimute da superfície inclinada (α), ângulo de incidência dos raios solares (θ s ) e o ângulo de azimute solar sobre uma superfície horizontal (ψ). Pode-se conhecer a hora do nascer e do pôr do Sol (ω s ), que deriva da Eq. 2.4, a partir de: cos ω S = (- tan φ tan δ) (2.6) A Fig. 2.4 apresenta uma superfície inclinada de um ângulo β e voltada para o Equador. Nota-se que, o ângulo de incidência θ S é o ângulo entre a normal da superfície inclinada e a reta que determina a posição do Sol, dado por [9], [34]: cos θ S = (senφcosβ cos φ senβcos α)sen δ + (cosφcosβ + (2.7) sen φsenβcos α)cos δcos ω + cos δ senβ sen α sen ω

36 15 Onde α é o ângulo de azimute da superfície inclinada, formado entre a projeção da normal da superfície sobre o plano horizontal e o meridiano do lugar. Para uma superfície orientada ao equador no hemisfério norte α é igual a 0º e no hemisfério sul α é igual a 180º Projeção dos Raios Incidentes sobre o Meridiano Para facilitar o desenvolvimento e análise de um módulo concentrador estático linear, utiliza-se o ângulo de incidência dos raios solares projetados sobre o meridiano local (θ sp ). Pode-se projetar os raios incidentes na abertura de entrada sobre o plano do meridiano e calcular o fator de concentração para os raios projetados, como ilustra a Fig Os raios solares com ângulo de incidência sp menores que a abertura de entrada (ϕ) podem chegar na face posterior das células solares bifaciais refletidos por alguma região do concentrador. ϕ sp ψ Figura 2.5 Representação da seção transversal do sistema óptico linear de um módulo concentrador, da abertura angular (ϕ) e um raio incidente projetado sobre o meridiano local (ψ). A Fig. 2.6 mostra uma semiesfera de raio unitário sobre o plano do concentrador, um raio proveniente do Sol (Ra) e o raio Ra qn projetado sobre o plano do meridiano.

37 16 O raio Ra qn é o raio Ra projetado no plano x-normal, que corresponde ao plano do meridiano local e sp o ângulo entre o raio projetado e a normal ao módulo concentrador [5], [35]. Normal qn sp Figura 2.6 Semiesfera de raio unitário sobre o plano de um módulo e representação do ângulo ( sp ) Separação da Irradiação Total em Diária e Horária A partir da geração dos índices de transparência (K T ) e da irradiação extraterrestre diária na horizontal B od (0), pode-se determinar a irradiação diária total na horizontal G d (0): G (0) = B (0) K (2.8) d od T Para estimar as componentes direta e difusa da irradiação solar diária, pode ser utilizado um método desenvolvido por Collares-Pereira e Rabl [34]: K D 1,188 2,272K = T 0,99 + 9,473K -0,54K 2 T T 0,2-21,865K + 0,632 3 T + 14,648K 4 T se se se se K 0,17 < K 0,75 < K K T T 0,17 T T 0,75 > 0,8 0,8 (2.9)

38 17 Desta maneira, a irradiação diária difusa é dada por: Dd (0) = KDGd(0) (2.10) O cálculo da irradiação total horária sobre uma superfície horizontal, utilizando o método de Collares-Pereira e Rabl, é obtido através de: G (0) = G (0) r (2.11) H sendo que o fator r g é dado por: d g r g = π 24 ( a + b cos ω) 1 1 cos ω - cos ω sen ω S - ω S S cos ω S (2.12) onde a 1 e b 1, são respectivamente: a 1 π π = 0, ,501sen( ωs - ) e b1 = 0,6609-0,4767 sen( ωs - ) 3 3 De forma similar, é determinada a irradiação horária difusa: D (0) = D (0) r (2.13) h d d onde r d é a fração da irradiação difusa horária em relação à difusa diária, dada por: r d π cosω cosω 24 senω ω cosω S = (2.14) S S S Segundo o procedimento apresentado é possível determinar a componente direta e difusa da irradiação horária a partir da irradiação diária total sobre uma superfície horizontal [34] Irradiação Solar sobre Superfícies Inclinadas Para obter-se a radiação solar direta sobre uma superfície inclinada de um ângulo β a partir da radiação direta na horizontal B(0), é utilizada a equação: cos θ B( β ) = B(0) S (2.15) cos θ ZS

39 18 Sendo que o valor do cosseno de θ S deve ser maior que zero. Caso contrário a radiação solar incide na parte posterior da superfície inclinada. Para o cálculo da radiação difusa em uma superfície inclinada, é apresentado o método desenvolvido por Perez. Este método não considera o céu totalmente isotrópico e propõe a superposição de um disco circumsolar e uma parte do horizonte do hemisfério celeste isotrópico, como mostra a Fig Assim, são considerados os efeitos anisotrópicos da atmosfera, como dispersão dos aerossóis e a do espalhamento Rayleigh. O método de Perez se baseia em um semiângulo da região circumsolar α P, que possui um valor de α 1 /2, igual a 25º e na definição dos seguintes parâmetros [34]: - Brilho do céu ( ), representado por: D(0)AM = (2.16) B o onde D(0) é a radiação difusa horizontal, AM é a massa de ar e B o é a radiação extraterrestre incidente em uma superfície perpendicular aos raios solares. - Relação de céu encoberto (ε) dado por: D (0) + B ε = (2.17) D(0) onde B é a radiação direta sobre uma superfície perpendicular aos raios solares. Utilizando o método de Perez [34], a radiação solar difusa em uma superfície inclinada de ângulo β é dada pela Eq. 2.18: 1 a ( β) = D(0) (1+ cos β)(1- F ) + F + F 1 1 sen β (2.18) 2 c D 2 Os parâmetros F 1 e F 2 são os coeficientes de brilho do céu para a região circumsolar e para a região próxima ao horizonte, respectivamente. Eles são calculados por:

40 19 F θ (2.20) 1 = F11( ε) + F12( ε) + F13( ε) 2 = F21( ε) + F22( ε) + F23( ε) ZS F θ (2.21) ZS Onde os valores de F ij encontram-se na referência [34]. Figura 2.7 Representação geométrica do hemisfério celeste e do método de Perez para o cálculo da radiação difusa sobre um plano inclinado. O parâmetro a da Eq. 2.18, representa o ângulo sólido ocupado pela região circumsolar ponderado por sua incidência média na superfície inclinada, cujo valor é: a = 2(1 cos αp) χc (2.22) onde χ C é dado por: π Ψ A cosθ S se θs < - P 2 α P π χ C = Ψ AΨCsen( ΨCαP ) se θs ± αp 2 (2.23) 0 se Outros θ S Os valores de ψ c e ψ h são determinados a partir das seguintes equações:

41 20 ΨC π ( - θzs + αp) = 2 2αP (2.24) e Ψ h = π - θzs + α 2 2α P P se π θzs > - 2 α P (2.25) 1 se Outros θ ZS O outro parâmetro c é o ângulo sólido ocupado pela região circumsolar, ponderado pela incidência média em uma superfície horizontal: c = 2(1 - cos αp) χh (2.26) e χ h é dado por: χ h = h cosθ ZS Ψ sen( Ψ α ) p h se se π θzs < - 2 α p Outros θ ZS (2.27) A radiação difusa refletida pelo solo, pode ser calculada, a partir do modelo isotrópico: 1 D r ( β ) = G(0) ρa(1 cos β ) (2.28) 2 Onde o coeficiente ρ a é o albedo. Os valores típicos para o albedo são 0,26 para a grama verde, 0,15 para o asfalto e 0,82 para a neve fresca. Com este método é possível conhecer separadamente a quantidade de radiação solar difusa que provém do disco circumsolar, da região próxima ao horizonte e do resto do céu, considerado isotrópico, além da radiação refletida pelo solo [34].

42 Perdas por Reflexão Durante o dia, a posição do Sol varia em relação a uma superfície fixa. Por isso, é importante determinar quais são as perdas por reflexão que ocorrem quando a luz passa de um meio 1 (no caso ar) para um meio 2, com diferentes índices de refração, em função do ângulo de incidência θ S. Esta fração de energia refletida por uma superfície lisa, pode ser expressa pelas Leis de Fresnel, como apresentado na equação abaixo: 2 2 sen ( θ ) tan ( ) ( ) S θ S θs θ ρ θ S S = + (2.29) 2 2 sen ( θs + θ S) tan ( θs + θ S) Sendo que θ S é o ângulo de refração. Os dois ângulos se relacionam pela Lei de Snell e quando o meio 1 é ar, o resultado é: sen θ θ = arcsen S S (2.30) n Onde n é o índice de refração para o meio 2. Para uma incidência normal, isto é, θ S igual a zero, a Eq deve ser substituída por: 2 n 1 ρ ( 0º ) = n 1 (2.31) + As Eq e Eq determinam as perdas por reflexão da radiação solar direta, quando esta incide em uma superfície lisa. Para a radiação difusa considerase que em média, sofre uma reflexão de 8%, quando o meio 2 é vidro [9],[34]. As perdas por absorção são devidas a absorção no material. Podem ser reduzidas diminuindo ao máximo o caminho óptico da luz no material. Também ocorrem perdas devido às reflexões na superfície refletora do sistema óptico. Neste caso, as perdas podem chegar a 18% para um refletor como alumínio polido e diminuir para 4% quando é utilizada uma película acrílica com prata evaporada, como o filme ECP305 e ECP300 da 3M [6].

43 22 3. SISTEMAS FOTOVOLTAICOS E TEORIA DE CONCENTRADORES 3.1 Sistemas Fotovoltaicos Um sistema fotovoltaico é constituído por módulos fotovoltaicos, inversores, controladores de carga e baterias. Podem ser divididos em dois tipos, os sistemas conectados à rede elétrica e os sistemas autônomos. Cada um com suas características próprias e que se adaptam às situações decorrentes da necessidade energética de cada meio [5], [6] Sistemas Conectados à Rede Elétrica Em países que oferecem subsídios, tais como Alemanha, Espanha e Japão, a utilização de sistemas fotovoltaicos em centros urbanos conectados à rede elétrica apresenta-se como uma alternativa economicamente competitiva quando comparada às fontes convencionais de energia. Redução nas emissões de poluentes, reeducação energética e um dimensionamento que se adapta ao nível econômico do usuário são algumas das vantagens deste tipo de sistema [6], [21]. Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede elétrica podem aparecer na forma de centrais ou de sistemas residenciais. No primeiro caso, além dos módulos convencionais podem ser usados concentradores solares e (ou) sistemas de seguimento do Sol. Os módulos produzem energia, que é inserida na rede elétrica, tipo uma central convencional de energia, como hidrelétrica ou térmica. Entretanto os

44 23 módulos fotovoltaicos produzem tensão e corrente elétrica contínua, sendo necessário a utilização de um conjunto de inversores para sua inserção na rede elétrica. As centrais fotovoltaicas possuem em geral uma potência entre 100 kwp e alguns MWp que podem pertencer a empresas estatais ou privadas, tais como concessionárias de energia ou cooperativas que desejam investir neste tipo de alternativa. Como exemplo temos a central de Toledo na Espanha com 1 MWp, como ilustra a Fig. 3.1, e uma central na Califórnia com 6 MWp [6]. Figura 3.1 Central fotovoltaica conectada à rede elétrica em Toledo, Espanha, com capacidade de 1MW. A outra forma de utilizar os sistemas conectados à rede elétrica é inserindo-os em residências ou edifícios. Utilizando-se de espaços ociosos ou do próprio telhado é possível instalar o sistema arquitetonicamente integrado [21]. Apresentada na Fig. 3.2, a instalação residencial não é diferente das centrais já que a mudança está somente na ordem de potência do sistema. Um ponto de grande interesse econômico na instalação residencial está na possibilidade de realizar trocas de energia com a rede elétrica, transformando o usuário em um produtor de energia. Isso porque quando o sistema fotovoltaico produzir uma quantidade de energia maior que o consumo, este excedente pode ser

45 24 vendido para a concessionária. Em alguns países, para estimular a utilização da energia solar fotovoltaica, o governo dá subsídios à instalação e o valor do kwh vendido é maior que o do comprado [4], [12], [21], [24]. Figura 3.2 Esquema de um sistema fotovoltaico conectado à rede elétrica Sistemas Autônomos As primeiras aplicações dos sistemas fotovoltaicos autônomos foram desenvolvidas para proporcionar energia para satélites. Atualmente, as comunidades rurais de difícil acesso ou que estejam distantes da rede elétrica convencional ou sistemas que necessitem baixa potência, como por exemplo os SOS rodoviários e sinalizadores marítimos, podem utilizar sistemas fotovoltaicos autônomos. A redução no custo de implementação de um sistema fotovoltaico frente à implementação de uma rede elétrica convencional, com postes e transformadores, tornou este tipo de sistema economicamente e tecnologicamente competitivo [5], [6], [21]. Um sistema fotovoltaico autônomo tem como objetivo proporcionar energia elétrica para uma determinada carga, como iluminação, eletrodomésticos ou sistemas de comunicação. Como este tipo de sistema depende da variação natural da radiação solar, está associado a uma probabilidade de perda de carga. A probabilidade de perda de carga é definida como a razão entre a energia solicitada pelo usuário e não suprida pelo sistema e a energia total demandada, considerando sempre um período de tempo muito longo, no mínimo dez anos. Em outras palavras, representa a probabilidade do usuário permanecer sem energia elétrica [6], [21], [34].

46 25 A estrutura básica de um sistema fotovoltaico autônomo resume-se em um conjunto de módulos fotovoltaicos e um conjunto de baterias acompanhadas de um regulador de carga, como mostra a Fig Figura 3.3 Esquema representando um sistema fotovoltaico autônomo. Como exemplo de instalação de sistemas fotovoltaicos autônomos brasileiros têm-se as comunidades e escolas atendidas pelo programa do Ministério de Minas e Energia, o PRODEEM Programa de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios, ou pelo Programa de Assistência para o Desenvolvimento Rural, com a iniciativa da CEMIG, exemplificado na Fig Módulos Fotovoltaicos Convencionais e Concentradores Módulo Fotovoltaico Convencional Basicamente, um módulo fotovoltaico é constituído da associação elétrica de várias células solares com o objetivo de obter uma determinada potência. O número de células solares pode variar segundo o tipo de célula a ser utilizada, sendo que as mais comuns são as de silício monocristalino ou de silício multicristalino [6], [31].

47 26 Figura 3.4 Escola abastecida pelo Programa de Assistência para o Desenvolvimento Rural da CEMIG. Um módulo fotovoltaico convencional constituído de células de silício monocristalino possui 36 células solares para uma tensão nominal de 12 V. Para proteção elétrica do módulo fotovoltaico, quando está associado a outros módulos, utilizam-se diodos de bloqueio para evitar uma descarga reversa. Isso pode ocorrer quando um módulo estiver com a radiação solar obstruída, fazendo com que este módulo se transforme em uma carga e não mais uma fonte. Em sistemas autônomos o diodo de bloqueio também evita a descarga das baterias nos módulos fotovoltaicos [6], [35]. As células solares são encapsuladas para aumentar a rigidez mecânica e proteger contra intempéries. A forma mais comum de encapsulamento é a utilização de tedlar mais acetato de etilvinila (EVA) como base das células solares já associadas, uma segunda camada de EVA e a inserção de vidro. Ao redor, é colocado um marco de alumínio para dar acabamento e facilitar a instalação, como visto na Fig Os módulos fotovoltaicos têm suas características elétricas alteradas com as variações de irradiância e de temperatura. A corrente de curto-circuito é diretamente proporcional à radiação solar. A tensão elétrica depende do material e do número de células solares em série, sendo que em níveis entre 700 W/m 2 e 1000 W/m 2 não possui variação expressiva. Em relação à temperatura, a corrente elétrica apresenta

48 27 um pequeno acréscimo em seu valor. Entretanto, com o aumento de temperatura a tensão cai expressivamente. [6], [31], [32], [35]. Figura 3.5 Encapsulamento típico de um módulo fotovoltaico convencional. Para as células solares de silício monocristalino a corrente elétrica de curto circuito é aumentada em 0,03% para cada ºC e a tensão elétrica decresce 2 mv para cada ºC [35]. Analisando estes dois parâmetros, observa-se que a potência final de um módulo fotovoltaico diminui com a temperatura, já que o decréscimo da tensão é mais significativo que o acréscimo da corrente elétrica Módulo Fotovoltaico Concentrador Os módulos fotovoltaicos concentradores são constituídos de células solares e um sistema óptico, também chamado de concentrador solar. O sistema óptico possibilita aumentar a quantidade de radiação solar sobre as células solares, como ilustra a Fig Os módulos fotovoltaicos concentradores podem ser de vários tipos e desenhados para aplicações específicas. Os concentradores podem ser estáticos ou possuir um sistema para seguir o movimento do Sol, possuir ou não material refringente para aumentar o fator de concentração, estar junto com uma tubulação para aquecer água e fornecer energia elétrica ao mesmo tempo, utilizar lentes ou espelhos e, ainda, utilizar células monofaciais ou bifaciais, isto é, ativas em ambas as faces.

49 28 Figura 3.6 Exemplos de sistemas ópticos com: (a) lentes e (b) espelhos Módulos Fotovoltaicos Concentradores com Seguimento do Sol Os módulos concentradores com seguimento exemplificados na Fig. 3.7, possuem a vantagem de alcançar altas concentrações e, assim, uma redução significativa na área de células solares. Pode-se alcançar algumas centenas de sóis com a inserção de índices de refração diferentes que o ar [6]. Entretanto este tipo de concentrador só consegue aproveitar a radiação solar direta. Além disso, quando as concentrações solares tornam-se demasiado altas, ocorrem perdas na potência devido ao aumento de temperatura das células solares. Para isso, sistemas de dissipação e/ou refrigeração das células solares necessitam ser instalados, aumentando o custo. Para seguir o movimento do Sol, os concentradores necessitam de manutenção em seus motores e uma lubrificação constante, aumentando os custos de sua instalação e manutenção [6], [38], [39] Módulos Fotovoltaicos Concentradores Estáticos A principal característica de um módulo fotovoltaico concentrador estático, ilustrado na Fig. 3.8, é não necessitar de nenhum mecanismo para seguir o movimento aparente do Sol. Estes módulos, quando desenvolvidos para sistemas

50 29 autônomos, devem apresentar uma produção de energia aproximadamente uniforme durante o ano. Em determinadas épocas do ano há maiores taxas de radiação, como no verão, e menores taxas como no inverno, fazendo com que o concentrador deva ser projetado para ser mais efetivo em épocas de menor radiação [21], [34], [36], [37]. Figura 3.7 Sistema fotovoltaico que segue o movimento aparente do Sol. Uma grande vantagem dos concentradores estáticos está na baixa manutenção que necessitam. Depois de instalado, não há a necessidade de lubrificação de motores ou afins. Além da radiação solar direta, um módulo concentrador estático pode converter também a radiação solar difusa [36], [37]. Uma desvantagem deste tipo de módulo está nos baixos fatores de concentração, devido à necessidade de uma elevada abertura angular. No entanto, reduções significativas nos custos da energia elétrica produzida são proporcionadas. Além disso, a inserção de células solares bifaciais e meios refringentes com índices de refração maiores que o ar, podem aumentar sensivelmente o fator de concentração [5], [6].

51 30 Figura 3.8 Módulo fotovoltaico concentrador estático PEC-44D para sistemas fotovoltaicos autônomos Conceitos Básicos para Caracterização de Módulos Concentradores Estáticos Para o desenvolvimento de um novo módulo fotovoltaico concentrador estático, alguns parâmetros da óptica não formadora de imagem devem ser definidos, tais como: concentração geométrica, abertura angular, fator de interceptação direcional, concentração óptica e fator de concentração. A abertura angular ϕ é definida pelo intervalo de ângulos de incidência para os quais a radiação solar incidente na superfície da abertura de entrada chega até às células solares [38], [41]-[47]. No entanto, a concentração geométrica (Cg) é definida pela razão entre a área de abertura de entrada (Ae) e a área de células solares (Ac), como mostra a Fig. 3.9 e é dada por [39]-[41], [45]. Ae Cg = (3.1) Ac Para sistemas ópticos em duas dimensões (2D), observa-se que a concentração geométrica possui um valor máximo teórico para concentradores parabólicos compostos (CPC), definido por Cg max, igual a: Cg MAX 2n = (3.2) senθ i

52 31 O fator n é o índice de refração do meio contido no concentrador solar e θ i é o ângulo de aceitação, isto é, o máximo ângulo de incidência para o qual os raios solares são direcionados sobre as células. O fator dois presente na Eq. 3.2 é referente ao uso de células bifaciais. Para concentradores sem um material de preenchimento, o Cg max torna-se [43], [45]: Cg MAX 2 = (3.3) senθ i O fator de intercepção direcional (Fi) é definido como a fração da energia solar incidente na abertura de entrada do concentrador e que alcança a face posterior das células solares para uma determinada direção de raios solares. O seu valor varia de zero, quando a radiação incidente na abertura de entrada não chega às células solares, e um, quando toda a radiação incidente na entrada chega nas células solares [48], [49]. Figura 3.9 Esquema representativo da abertura angular (ϕ), área de abertura de entrada (A e ) e área de células solares (A c ). A concentração óptica (Cop) é definida como a razão entre a irradiância total que incide nas células solares com sistema óptico, e a irradiância que chegaria sem concentração, isto é, se as células solares constituíssem um módulo convencional [6], [49], [50].

53 32 O fator de concentração é definido como a razão entre a irradiância incidente na face posterior das células solares (I CP ) e a irradiância na abertura de entrada (I AE ), como mostra a equação abaixo [5], [48], [51]: I I CP C = (3.4) AE 3.5 Comparação entre Módulos Concentradores Os primeiros concentradores CPC foram propostos, na década de 60, por Hinterberger e Winston nos Estados Unidos, Baranov e Melnikov na antiga União Soviética e Ploke na Alemanha [34]. Estes foram os primeiros a utilizar um sistema óptico para a concentração de luz sobre algum receptor, como as células solares. O módulo fotovoltaico concentrador estático PEC-44D foi desenvolvido por Parada e Miñano, para Madri, utilizando a óptica não formadora de imagem e células bifaciais, no início dos anos 90. A seguir, Zanesco e Lorenzo otimizaram este concentrador para sistemas autônomos através de uma simulação numérica [52]. Foi desenvolvido um protótipo industrial para sistemas autônomos já apresentado na Fig A seção transversal é composta pela distribuição de ramos de parábola, elipse e circunferência, conforme ilustra a Fig O módulo fotovoltaico PEC-44D tem como principal característica concentrar radiação solar de maneira variada ao longo do ano, mantendo a produção de energia aproximadamente constante. No inverno, ocorre a maior concentração na face posterior das células bifaciais, compensando a variação natural da radiação incidente na superfície do módulo. No verão, a concentração diminui mantendo uma produção energética aproximadamente constante ao longo do ano. Em relação à análise térmica, o concentrador PEC-44D apresentou valores inferiores de temperatura nas células bifaciais quando relacionado às temperaturas medidas em células solares monofaciais de módulos convencionais. Isso já tinha sido observado em outros módulos que também utilizam células bifaciais [34].

54 33 Figura 3.10 Seção transversal do módulo concentrador estático PEC-44D, composta por ramos de elipse, circunferência e parábola. O módulo concentrador PEC-44D possui uma concentração geométrica igual a 1,64 e foi otimizado para o Rio Grande do Sul e para o Brasil, considerando sistemas autônomos e sistemas conectados à rede elétrica. Também foi desenvolvido um modelo universal [52], [53]. Moehlecke e Krenzinger [50] propuseram o primeiro módulo estático concentrador com células bifaciais acoplados a refletores difusos. Foi denominado de módulo concentrador estático plano, MEC-P. Silveira e outros propuseram que as células solares sejam associadas em três tiras, com espaço otimizado entre elas e a distância desta ao refletor. Encontraram que é possível aumentar em 30% a produção de energia quando comparado com um módulo convencional com a mesma área de células solares. O protótipo do MEC-P pode ser visto na Fig Miñano, González e Zanesco [38] desenvolveram um sistema óptico com alta concentração geométrica, acima de 1000, altamente compacto. Este módulo concentrador, chamado de RXI, possui uma relação de 1/3 entre a espessura e o diâmetro. Foi projetado para um baixo ângulo de aceitação e, portanto, sendo necessário acoplá-lo a um sistema de seguimento do Sol. Uma análise térmica foi efetuada, devido à elevada concentração, pois a célula solar diminuiria sua potência, devido à alta temperatura.

55 34 Figura 3.11 Concentrador estático MEC-P com refletor difuso. Em 1995, Mayregger e outros [47] desenvolveram um concentrador estático de baixo custo com células solares bifaciais, como mostra a Fig. 3.12, e analisaram seu desempenho a partir de um programa de traçado de raios. Com a utilização de células bifaciais, o fator de concentração é igual a 2,0 e testes com ângulos de incidência entre 30º e 60º apresentaram bons resultados. A energia produzida, utilizando o módulo concentrador, aumenta em torno de 40% a 50%. Figura 3.12 Representação esquemática do módulo concentrador estático desenvolvido por Mayregger e outros. Miñano, Badía e Salas desenvolveram o concentrador triangular composto, denominado de CTC (concentrador composto triangular). O sistema óptico foi desenvolvido para células bifaciais e é composto por um triângulo com um dos vértices arredondado, como mostra a Fig Este concentrador é compacto e

56 35 possui uma aceitável performance óptica, alcançando uma concentração geométrica de 6,34, para um índice de refração de 1,47 e um ângulo de aceitação de 30º [51]. Raio Reflexão Interna Total Abertura de Entrada Célula Bifacial Refletor Figura 3.13 Módulo concentrador CTC com um ângulo de aceitação de 30º e índice de refração 1,47. Um estudo foi desenvolvido por Brogen, Wennerberg, Kapper e Karlsson [54] para integrar concentradores solares em fachadas de edifícios na Suécia. Utilizaramse de um concentrador solar composto de ramos de parábolas espelhadas dispostas verticalmente em relação aos módulos fotovoltaicos. Os módulos possuem uma inclinação de 20º e uma concentração geométrica igual a 3,05. Este concentrador, apresentado na Fig. 3.14, foi desenvolvido para latitudes altas e para oferecer a máxima corrente de curto-circuito para ângulos de incidência entre 30 o e 40 o. Em 1998, Maruyama e Osako [42] desenvolveram sistemas ópticos divididos em estágios de concentração. O módulo concentrador do tipo cone truncado possui uma forma de cunha e dois estágios com refletores e diferentes índices de refração, conforme ilustra a Fig O segundo estágio com um maior índice de refração que o primeiro, possibilita um aumento expressivo na concentração geométrica. Este dispositivo foi desenvolvido para seguir o movimento aparente do Sol, o que proporcionou uma maior produção de energia, mas também uma maior necessidade de manutenção e custo.

57 36 Figura 3.14 Protótipo do concentrador solar desenvolvido para ser integrado em fachadas de edificações na Suécia. Refletor Refletor Figura 3.15 Esquema do módulo concentrador dividido em estágios e com diferentes índices de refração n 1 e n 2. Uematsu, Yazawa e outros [55]. desenvolveram o PAC (Concentrador Composto Prismático). O PAC é um concentrador estático que utiliza lentes com diferentes índices de refração para uma maior concentração. Este dispositivo possui uma concentração geométrica igual a 1,88 para materiais como o vidro e o acrílico. Heim, Dimroth e outros [56] desenvolveram e caracterizaram um protótipo de módulo concentrador com seguimento do Sol em um eixo e composto de dois estágios. Isso resultou em uma concentração geométrica igual a 300. Entretanto dificuldades em ajustar os dois estágios, sendo o primeiro composto de um CPC de grande abertura e o segundo um dielétrico não formador de imagem, tornam crítica a sua construção. Células Solares

58 37 Mallick, Eames e outros [57] desenvolveram um concentrador fotovoltaico composto de uma parábola assimétrica e não formadora de imagem, denominado ACCPVC e ilustrado na Fig Construído e caracterizado experimentalmente em uma fachada de um prédio do Reino Unido, produziu 62% a mais de energia em relação a um módulo convencional. Utilizando células monocristalinas BP Saturn, o encapsulamento com EVA e refletor de alumínio com 98% de reflexão, alcançou uma eficiência óptica de 86% para uma concentração geométrica igual a 2. Outra linha de trabalho é a integração de painéis fotovoltaicos concentradores com coletores térmicos. O pesquisador Coventry do Sustainable Energy Systems, da Australian National University [58], apresentou o CHAPS, uma proposta deste tipo de integração (fotovoltaico e térmico) em um concentrador que segue o movimento do Sol em dois eixos e com concentração geométrica igual a 37. Entretanto suas conclusões apresentaram uma baixa eficiência térmica e uma eficiência elétrica de 11% para o módulo fotovoltaico. Este tipo de concentrador integrado é apresentado na Fig Refletor Superior Eixo da Parábola Abertura de Entrada Truncamento Células Solares Eixo da Parábola Refletor Inferior Figura 3.16 O ACCPVC foi desenvolvido para fachadas de edificações no Reino Unido.

59 Figura 3.17 Módulo concentrador que integra um sistema fotovoltaico e um térmico. 38

60 39 4. DESENVOLVIMENTO DE MÓDULOS CONCENTRADORES ESTÁTICOS 4.1 O Módulo Fotovoltaico Concentrador Estático HELIUS Para o desenvolvimento do módulo concentrador estático HELIUS, alguns parâmetros foram definidos para estabelecer o tipo de dispositivo a ser alcançado. Este módulo concentrador foi projetado para ser integrado em sistemas fotovoltaicos autônomos em Porto Alegre - RS. Portanto, o fator de concentração deve ser maior nos meses correspondentes ao inverno que no verão, com a finalidade de compensar a variação natural da radiação solar. Desta forma, a resposta é aproximadamente uniforme ao longo do ano e enquadra-se com a demanda energética típica de usuários de sistemas fotovoltaicos autônomos [34], [53]. Estabeleceu-se que as células solares bifaciais estão no plano da abertura de entrada e o sistema óptico é linear. A abertura de entrada do módulo concentrador e as células solares bifaciais são encapsuladas com vidro de alta transparência. Desta forma, a superfície do módulo é similar àquela de um módulo convencional e evita-se a degradação e o acúmulo de pó sobre o material refletor. Optou-se por células solares bifaciais, pois podem resultar em uma sensível redução no custo do Watt-pico produzido. Por serem ativas em ambas as faces, com uma única lâmina de silício é possível produzir até o dobro de energia elétrica, quando acopladas a um sistema óptico adequado. Além disso, o custo de fabricação

61 40 de uma célula solar bifacial é somente 3% maior que o custo de uma célula solar monofacial [60]. Da mesma forma, a temperatura de uma célula solar bifacial associada a um concentrador solar estático, é similar à temperatura de uma célula solar monofacial em um módulo convencional [34]. Conforme apresentado para o módulo PEC-44D, as perdas de eficiência devido ao aumento de temperatura não são relevantes. Optou-se por um sistema óptico baseado na reflexão especular. A escolha de não utilizar nenhum material de preenchimento com determinado índice de refração, tem como objetivo manter o concentrador o mais leve possível para facilitar o seu transporte a regiões de difícil acesso e evitar o aquecimento das células solares. Considerou-se que o ângulo de inclinação do módulo concentrador é de 48 o. Este valor foi determinado em trabalhos anteriores [21], sendo o melhor ângulo de inclinação para módulos convencionais que constituem um sistema fotovoltaico autônomo em Porto Alegre. A otimização do ângulo de inclinação para módulos convencionais instalados em sistemas fotovoltaicos autônomos em Porto Alegre foi realizada a partir de uma base de dados de irradiação diária solar de dez anos [21] e uma análise de custo do conjunto de módulos, para uma probabilidade de perda de carga de Este ângulo de inclinação possibilita uma resposta com a menor diferença entre a energia produzida no inverno e no verão. 4.2 Método de Traçado de Raios A metodologia utilizada para desenhar a seção transversal de um concentrador solar e estimar a resposta do módulo para determinada posição do Sol baseia-se no traçado de raios [36], [40], [41]. A partir do princípio dos raios extremos da óptica não formadora de imagem (anidólica), este mecanismo permite desenhar concentradores solares em duas dimensões (2D) que coletam os raios dentro de uma abertura angular e desprezar todos os outros raios fora desse intervalo. Neste trabalho, duas ferramentas computacionais foram utilizadas para o desenvolvimento do método de traçado de raios e, conseqüentemente, da seção

62 41 transversal do sistema óptico, o Microsoft Excel e o CorelDRAW. O primeiro foi utilizado para os cálculos dos parâmetros necessários para o desenvolvimento do concentrador solar. Já a segunda ferramenta foi utilizada para o desenho da seção transversal do módulo concentrador estático Dados para Implementação do Traçado de Raios Por se tratar de um módulo fotovoltaico concentrador é importante realizar a análise a partir de dados horários de irradiação solar. Portanto, para determinar os fatores de concentração que o módulo concentrador deve ter para que a resposta seja aproximadamente constante ao longo do ano, foram estimados os valores médios da irradiação horária incidente em uma superfície inclinada com um ângulo de 48º em Porto Alegre, para cada mês do ano. Estes valores foram obtidos a partir de uma simulação numérica desenvolvida em um trabalho anterior [34]. A partir da irradiação diária média mensal sobre um plano horizontal, catalogada na base de dados International H-World" e do cálculo da irradiação extraterrestre horizontal diária média mensal, foi possível determinar os índices de transparência K T diários médios mensais. Com estes valores e através do método de Aguiar, gerou-se uma série de índices de transparência diários para dez anos [34]. Através da metodologia apresentada no Cap. 2, determinou-se a irradiação horária direta e difusa que incide no plano inclinado e foi realizada a média para cada hora e mês. Para exemplificar, na Fig. 4.1 comparam-se os resultados para o mês em que ocorre o solstício de inverno e de verão. Observa-se que no inverno a irradiação é menor durante todas as horas do dia. A irradiação diária média mensal, apresentada na Fig. 4.2, foi obtida a partir da soma da irradiação horária. Nota-se que no inverno os valores da irradiação são inferiores àqueles correspondentes aos meses de verão. Com estes dados foi possível estabelecer quais os fatores de concentração necessários para obter uma produção de energia aproximadamente constante

63 42 durante o ano. Assim, foi determinado que no inverno o fator de concentração deve ser em média 25% maior que no verão. Irradiação Horária (Wh/m²) ,5-67,5-52,5-37,5-22,5-7,5 7,5 22,5 37,5 52,5 67,5 82,5 Ângulo Horário (º) Junho Dezem bro Figura 4.1 Irradiação horária média mensal incidente em uma superfície inclinada de 48º, em Porto Alegre, para o mês de junho e para o mês de dezembro. Irradiação Diária (kwh/m²) Frontal Mês Figura 4.2 Irradiação diária média mensal incidente em uma superfície inclinada de 48º, em Porto Alegre.

64 Concentração Geométrica e Fatores de Concentração Foram determinados os fatores de concentração necessários para desenvolver o concentrador solar, a partir do cálculo da relação entre a quantidade de irradiação total incidente em ambas as faces das células solares bifaciais, no inverno e no verão, para alcançar uma produção de energia aproximadamente constante no ano inteiro. Utilizando uma planilha de cálculo e a irradiação horária média mensal incidente na face frontal, foram ajustados os fatores de concentração horários e determinada a irradiação horária incidente na face posterior. Comparando os valores diários médios mensais e lembrando que no inverno é necessário concentrar 25% a mais de radiação solar que no verão, foram reajustados os fatores de concentração horários até alcançar uma resposta do módulo aproximadamente constante durante o ano. O processo é iterativo até encontrar os fatores de concentração necessários, ou seja, estabelecer em que horas devem ocorrer as maiores ou menores concentrações. Neste caso, consideraram-se as perdas ópticas na interface ar/vidro e vidro/ar, dadas pela Eq e a refletância da superfície interna do sistema óptico, sendo esta igual a 0,96 [34]. A refletância na face posterior das células bifaciais foi desconsiderada, pois as mesmas são encapsuladas somente com EVA, sem vidro, e a refletância do material não foi encontrada na bibliografia. Como exemplo, na Fig. 4.3 compara-se a irradiação na face frontal e a irradiação na face posterior para o mês de janeiro Desenvolvimento do Método de Traçado de Raios Para o desenvolvimento do sistema óptico do módulo concentrador HELIUS foram utilizadas as leis da reflexão. Um raio incidente com um ângulo φ em relação à normal a uma superfície especular, reflete-se com um ângulo igual ao de incidência, como mostra a Fig Isso é válido para todas as direções e para um número infinito de raios que venham a incidir na superfície [59].

65 Irradiação Frontal Irradiação Posterior Irradiação (Wh/m²) Ângulo Horário (º) Figura 4.3 Irradiação horária média mensal incidente na face frontal e na face posterior das células solares bifaciais do módulo concentrador HELIUS, para o mês de janeiro. Então, para desenvolver a seção transversal do sistema óptico do módulo, considerou-se uma abertura angular ϕ igual 91º. Desta forma, a irradiância começa a ser concentrada sobre a face posterior das células solares às 9 horas no inverno e aproximadamente às 8 horas do verão. Cabe destacar que, como mostra a Fig. 4.5 ao meio dia (horário solar) no verão, quando a posição do Sol em relação ao zênite é a menor, ocorre concentração da radiação solar. Estabeleceu-se que os maiores fatores de concentração devem ocorrer próximos ao meio dia solar nos meses de inverno, ou seja, quando a irradiância incide quase perpendicularmente na superfície do módulo. Por outro lado, neste horário nos meses correspondentes ao verão, a concentração deve ser menos efetiva, para que a resposta do módulo concentrador seja similar nos meses de inverno e de verão. Para o desenho da seção transversal do HELIUS foram selecionadas oito posições de raios solares incidentes, projetados sobre o meridiano local e dentro da abertura de entrada, conforme mostra a Fig Estas posições dos raios solares

66 45 foram denominadas de raios incidentes de entrada e o intervalo entre eles corresponde a aproximadamente uma hora. Figura 4.4 O raio incidente e o raio refletido formam o mesmo ângulo com a normal da superfície. ϕ = 91º Figura 4.5 Abertura angular ϕ estabelecida para o desenvolvimento do concentrador estático HELIUS. Esquema representando a posição do Sol nos solstícios, ao meio dia solar.

67 46 Os raios incidentes de entrada numerados de 1 a 4 possuem um intervalo de 15º cada um e iniciam às 9h do inverno (aproximadamente, 8h no verão) com o raio número 1, sendo que o segundo raio corresponde às 10h do inverno, o terceiro raio às 11h e o quarto raio ao meio dia solar no solstício de inverno (aproximadamente, 10h e 30 min no verão). Os raios de entrada numerados de 5 a 8 estão divididos em intervalos de 11,5º cada um, sendo que o raio número 8 equivale ao meio dia solar no solstício de verão. Com os raios incidentes de entrada definidos, o próximo passo foi desenhar a seção transversal do concentrador solar a partir dos fatores de concentração anteriormente estimados. Figura 4.6. Posição dos oito raios solares incidentes de entrada, projetados sobre o meridiano Desenvolvimento da Seção Transversal do Módulo HELIUS 31Y Para a determinação da seção transversal do concentrador estático HELIUS 31Y, utilizou-se o programa computacional CorelDRAW para desenhar a

68 47 abertura de entrada, o receptor, os raios incidentes de entrada, os raios incidentes refletidos e, assim, o sistema óptico. Primeiramente para definir o sistema óptico do concentrador, girou-se a Fig. 4.6 de um ângulo de 48º. Essa medida facilita o traçado de raios e a determinação da seção transversal do concentrador solar. O segundo passo foi definir o tamanho do receptor do concentrador solar HELIUS. Considerando o fato que as células solares comerciais geralmente são quase-quadradas e com 10 cm de lado, estabeleceu-se para o desenvolvimento do sistema óptico que o tamanho do receptor será igual ao tamanho destas células. O próximo passo do processo foi definir a abertura de entrada do concentrador solar, com um comprimento igual a 30 cm. Como a abertura de entrada é três vezes maior que o receptor, isto é, as células solares bifaciais, a concentração geométrica (Cg) é igual a 3. Iniciou-se o desenho da seção transversal do sistema óptico do HELIUS 31Y, a partir do raio incidente de entrada número 4, que equivale ao solstício de inverno. Neste caso, os raios solares deveriam sofrer um fator de concentração igual a 2, o que significa que os raios incidentes em dois terços da abertura de entrada, ou seja, em 20 cm, devem chegar na face posterior das células solares. Este fato pode ser visualizado na Fig. 4.7.

69 48 Figura 4.7. Feixe de raios paralelos que incidem na abertura de entrada do concentrador e devem chegar na face posterior das células solares. Em resumo, o raio de incidência de entrada número 4 foi duplicado várias vezes e os raios foram espaçados entre si de 0,5 cm até preencher 20 cm da abertura de entrada. O próximo passo foi desenhar todos os raios que devem incidir na face posterior da célula solar bifacial. Esses raios são chamados de raios incidentes refletidos e devem sair da face posterior da célula solar bifacial e encontrar o raio incidente de entrada formando a primeira intersecção com o raio número 4, conforme a Fig Os raios incidentes refletidos são desenhados como se estivessem saindo das células solares bifaciais, sendo que estão afastados 0,5º entre si. Na intersecção do primeiro raio incidente de entrada número 4 e o primeiro raio incidente refletido, inicia-se o desenho da seção transversal como mostrado na Fig. 4.8.

70 49 Células Bifaciais 1ª intersecção Raios Incidentes Refletidos Figura 4.8 Esquema representando o feixe de raios incidentes de entrada, correspondente ao raio número 4 e raios refletidos utilizados para desenhar o sistema óptico. Utilizando o programa CorelDRAW é possível medir o ângulo formado entre o raio incidente de entrada e o raio incidente refletido. Este ângulo ξ formado entre ambos os raios é inserido em uma planilha de cálculo que fornece o ângulo de rotação do elemento da superfície refletora, que possibilita que o raio incidente de entrada seja refletido sobre a face posterior das células solares bifaciais. A normal ao elemento refletor é igual ao ângulo formado entre o raio incidente de entrada e o raio incidente refletido (ξ) dividido por dois. Lembrando que a normal é perpendicular à superfície refletora, então, para posicionar o elemento refletor especular basta rotar de 90º a normal formada. Portanto, o ângulo do elemento refletor (ζ) é: ξ ζ = º (4.1) Após calcular o ângulo do elemento refletor ζ, desenha-se no CorelDRAW, o elemento refletor com a orientação necessária, conforme ilustra a Fig O tamanho do elemento do refletor inicia-se no ponto onde ocorre a intersecção entre o

71 50 raio incidente de entrada e o raio incidente refletido até o ponto em que o raio incidente de entrada seguinte atinge a superfície. Este processo é repetido para encontrar os elementos refletores ρ 1, ρ 2, ρ 3, até alcançar o fator de concentração desejado, que no caso para o raio 4 é igual a 2. Esse procedimento está representado na Fig Figura 4.9 Representação dos passos para desenhar os elementos da superfície refletora. Durante o desenho dos refletores é importante executar ajustes para obter uma superfície contínua. Na Figura 4.8, observa-se que os raios incidentes refletidos parecem sair de um único ponto das células solares. No entanto na Fig não se observa este fato, porque o posicionamento dos elementos refletores resulta no deslocamento dos raios incidentes refletidos um pouco mais para a direita, distribuindo-os na superfície da célula solar. Cabe lembrar que toda a área de células solares bifaciais deve estar iluminada.

72 51 20cm Refletor Figura 4.10 Esquema representativo do método de traçado de raios desenvolvido e desenho da seção transversal do módulo concentrador HELIUS. Entretanto, para outro raio incidente de entrada selecionado, parte dos raios refletidos não incidem na face posterior das células solares bifaciais. Cabe destacar que o raio incidente de entrada número 4 corresponde ao ângulo de incidência ao meio dia solar no solstício de inverno. Para desenhar o módulo concentrador HELIUS 31Y somente os raios incidentes de entrada de 4 a 8 foram utilizados, conforme ilustra a Fig Neste caso, optou-se por desenvolver um módulo concentrador de maior concentração, porém com abertura angular menor. Foram utilizados para o desenho os raios incidentes de entrada de 4 a 8, correspondendo a uma abertura de entrada ϕ=46 o. O procedimento desenvolvido foi repetido para os outros raios incidentes de entrada para completar o desenho da seção transversal do sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 31X. O resultado final pode ser visto na Figura 4.12.

73 52 Figura 4.11 Raios incidentes de entrada utilizados para o desenho do sistema óptico do módulo HELIUS 31Y. Figura 4.12 (a) Seção transversal do módulo concentrador HELIUS 31Y e (b) representação do módulo inclinado com um ângulo de 48 o e dos raios incidentes de entrada Análise da Resposta do Módulo HELIUS 31Y Finalizada a construção do módulo concentrador, o próximo passo foi verificar a resposta do dispositivo para raios solares com ângulos de incidência iguais àqueles dos raios incidentes de entrada, conforme mostra a Fig Cada raio incidente de entrada foi reproduzido por toda a extensão da abertura de entrada. Um

74 53 a um e utilizando a teoria dos raios extremos [41], foi possível reavaliar os valores dos fatores de concentração. Observou-se que alguns fatores de concentração foram alterados, pois os valores iniciais de desenho foram ajustados. Quando os raios incidentes de entrada foram distribuídos em toda a superfície do módulo concentrador, notou-se um aumento do fator de concentração. Figura 4.13 Comparação da trajetória dos raios incidentes de entrada para o módulo concentrador HELIUS 31Y na região (a) mais afastado e (b) mais próximo das células solares. Aplicando a teoria dos raios extremos ao concentrador HELIUS, se dois raios paralelos incidentes em dois pontos diferentes do refletor resultam em raios refletidos na face posterior do receptor, então, todos os raios iguais com mesmo ângulo de incidência contidos neste intervalo, também chegarão no receptor. Na Fig. 4.14, exemplifica-se a teoria dos raios extremos através do raio incidente de entrada 4. Se o raio incidente de entrada, indicado pelo número 1 na Fig. 4.14, resulta no raio refletido focado no receptor e o raio incidente de entrada pelo número 2 também, então todos os raios deste intervalo alcançarão o receptor. Caso contrário, se o raio refletido 2 não chegasse na face posterior das células

75 54 solares, então, este raio seria desprezado e seria identificado entre os outros raios o correspondente, isto é, o raio limite incidente que alcança o receptor. Com o método dos raios extremos, o espaçamento entre os raios incidentes de entrada pode ser aumentado, facilitando o trabalho. É importante ressaltar que este método somente pode ser utilizado após conhecer a seção transversal do sistema óptico do módulo. Raios Incidentes de Entrada Células Bifaciais Refletor Figura 4.14 Esquema representativo da teoria dos raios extremos aplicada para analisar a resposta da seção transversal do módulo concentrador HELIUS 31Y. A teoria dos raios extremos foi aplicada para os outros raios incidentes de entrada, com o objetivo de avaliar a resposta do HELIUS 31Y. Para alguns raios incidentes observou-se um aumento no fator de concentração, pois certas regiões do refletor desenhadas em função de determinados raios incidentes de entrada, concentram também outros raios incidentes. Os valores do fator de concentração para a radiação solar direta do módulo HELIUS 31Y, em função do ângulo em relação à superfície do concentrador dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (ψ) são apresentados na Fig Estes ângulos correspondem aos quatro ângulos dos raios de incidência de entrada. Para caracterizar a performance do módulo ao longo do ano, faz-se necessário conhecer o fator de concentração (C)

76 55 no intervalo de 0 o a 180º. Portanto, equacionou-se este parâmetro, conforme especificado abaixo: a) Se ψ < 83º, então C = 0 b) Se 83º ψ <108º, então: C 2 = 28, ,55251ψ + 0, ψ (4.2) c) Se 108º ψ 132º, então: C 2 = 84,9-1,3667 ψ + 0, ψ (4.3) d) Se ψ > 132º, então C = ! Teórico Ajustado!! Fator de Concentração !!! !!!!!!! Ângulos dos Raios Solares Projetados sobre o Meridiano ( ) Figura 4.15 Fator de concentração para radiação solar direta para o módulo HELIUS 31Y, em função do ângulo dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (ψ). Na Tabela 4.1 comparam-se os fatores de concentração horários para todos os meses do ano. Nota-se que nos meses de inverno ocorrem os maiores fatores de concentração, porém com um período de tempo menor que nos meses de verão. Na Fig. 4.16, apresentam-se as dimensões do módulo concentrador estático HELIUS 31Y, as quais serão utilizadas para confeccionar um protótipo. Na Fig a mostram-se as medidas da seção transversal do módulo e na

77 56 Fig b está representada a superfície do módulo, com as respectivas dimensões. Tabela 4.1. Fatores de concentração horários para os meses do ano do módulo HELIUS 31Y. Ângulo Horário ( o ) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez -67,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0-52,5 2,2 2,2 2,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,2 2,2 2,2 2,2-37,5 1,7 1,7 1,6 2,2 0,0 0,0 0,0 2,2 1,6 1,6 1,7 1,7-22,5 2,1 2,1 2,1 1,7 0,0 0,0 0,0 1,7 2,1 2,1 2,1 2,1-7,5 1,3 1,7 2,1 1,6 2,2 2,2 2,2 1,6 2,1 2,1 1,3 1,3 7,5 1,3 1,7 1,6 1,6 2,2 2,2 2,2 1,6 1,6 1,6 1,3 1,3 22,5 2,1 2,1 2,2 1,7 0,0 0,0 0,0 1,7 2,2 2,3 2,1 2,1 37,5 1,7 1,7 0,0 2,2 0,0 0,0 0,0 2,2 0,0 0,0 1,7 1,7 52,5 2,2 2,2 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,2 2,2 67,5 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 A área do módulo é de 1,44 m 2, com altura de 0,17 m. O comprimento do módulo é de 1,2 m, ou seja, 12 células solares de 10 cm 2 associadas em série e a largura de, também, 1,2 m, é resultante de 3 conjuntos de tiras de células solares associadas aos respectivos concentradores solares. Figura 4.16 (a) Dimensões da seção transversal e (b) vista da superfície frontal do módulo HELIUS 31Y. Utilizando uma ferramenta computacional desenvolvida no âmbito de um trabalho anterior [35], cuja base de dados corresponde a dez anos de irradiação horária, determinou-se a irradiação diária média mensal incidente na face frontal,

78 57 considerando as perdas ópticas devido às reflexões no vidro e a irradiação na face posterior das células solares, a partir de: 2 2 IP = [( C.I FB. τb ) + ( CD.I FD. τd )]ρ. (4.4) Onde ρ é a refletância da superfície interna do sistema óptico, C é o fator de concentração para a radiação direta, C D é o fator de concentração para a radiação difusa, τ B é a transmitância no vidro para a radiação direta, τ D é a transmitância no vidro para a radiação difusa, I FB é a irradiação horária direta na superfície do módulo e I FD é a irradiação horária difusa na superfície do módulo. A refletância na face posterior das células solares encapsuladas foi desconsiderada. O fator de concentração para a radiação difusa foi estimado, calculando-se o fator de concentração para a radiação direta de 0 o a 180º, em intervalos de 1º, e fazendo a média entre os valores. O valor de C D encontrado foi de 0,42. Resultados experimentais realizados com o módulo PEC-44D, apontaram para um valor de 0,74, independente do ângulo de inclinação [21]. Cabe lembrar que a irradiação solar incidente nas células solares é diretamente proporcional à energia elétrica produzida. Os resultados do comportamento do módulo HELIUS 31Y ao longo do ano são apresentados na Fig Conforme o esperado, observa-se que nos meses correspondentes ao inverno a irradiação incidente na face posterior é maior que nos meses de verão. Na Fig compara-se a irradiação diária média mensal incidente nas células solares do módulo HELIUS 31Y com aquela incidente em um módulo convencional. Nota-se que a diferença na resposta do módulo HELIUS 31Y entre o mês de junho e dezembro é menor que no caso do módulo convencional. Por outro lado, a energia elétrica que pode ser produzida pelo módulo concentrador é superior em todos os meses do ano, sendo em média 74% maior. Cabe salientar que as perdas de um módulo fotovoltaico não foram contabilizadas, como por exemplo, conexões, cabos, soldas, imperfeições nas células solares, variações de tensão e corrente elétrica com temperatura.

79 58 Irradiação Diária (kwh/m²) Frontal Posterior Mês Figura 4.17 Irradiação diária média mensal incidente na face frontal e posterior das células solares do módulo HELIUS 31Y. Irradiação Diária (kwh/m²) Mês Convencional HELIUS 31Y Figura 4.18 Irradiação diária média mensal incidente nas células solares do módulo HELIUS 31Y e em um módulo convencional.

80 Desenvolvimento do Módulo Concentrador HELIUS 32XY O concentrador HELIUS 31Y foi desenvolvido para concentrar eficazmente a radiação em um período curto de tempo e, principalmente, ao meio dia no período de inverno. O módulo concentrador HELIUS 32 tem como objetivo manter a concentração no inverno, porém mais distribuída no decorrer do dia, para aumentar o número de horas em que a radiação é concentrada na face posterior das células solares. As características fundamentais foram mantidas iguais àquelas do módulo HELIUS 31Y, tais como concentração geométrica igual a 3, utilização de células bifaciais de tamanho de (10 x 10) cm² e ângulo de inclinação de 48 o. O método de desenho anteriormente descrito e aplicado para o desenvolvimento do módulo HELIUS 31Y foi utilizado para desenhar a seção transversal do sistema óptico do novo módulo concentrador. No entanto, para o concentrador HELIUS 32, os raios incidentes de entrada utilizados foram de 1 a 8, para possibilitar a concentração da radiação solar em um número maior de horas durante o dia. Conseqüentemente, a abertura angular é maior e igual a 91 o. Além disso, as posições da abertura de entrada e das células solares foram trocadas, conforme pode ser visualizado na Fig Esta mudança possibilita concentrar a radiação solar nas primeiras horas da manhã e da tarde Desenvolvimento da Seção Transversal do Módulo Concentrador HELIUS 32XY Para o módulo HELIUS 32XY, analisaram-se duas maneiras diferentes de dispor as tiras de células solares bifaciais associadas ao concentrador solar. O posicionamento das células solares em relação ao sistema óptico não pode ser alterado, entretanto, o conjunto de fileiras sim. A proposta foi construir o módulo HELIUS 32XY para uma única fileira de 36 células solares bifaciais. No entanto, com um pequeno ajuste foi possível transformá-lo em três fileiras. Então, neste caso, para as duas configurações a área

81 60 de células solares se manterá a mesma, somente mudando o comprimento e a largura do módulo. Figura 4.19 Esquema da seção transversal do concentrador solar HELIUS 32 e raios incidentes de entrada. Assim, convencionou-se que o módulo concentrador HELIUS com três tiras é chamado de HELIUS 32Y e o módulo com uma tira única é denominado de HELIUS 32X. A seção transversal do HELIUS 32X está ilustrada na Fig e a seção transversal do HELIUS 32Y está representada na Fig Nesta figura também mostra-se a trajetória dos raios solares correspondentes aos raios incidentes de entrada 1, 4 e 8. O HELIUS 32Y possui um comprimento e largura de 1,20 m e uma profundidade máxima de 0,2 m. No entanto, o HELIUS 32X tem comprimento de 3,60 m, largura de 0,4 m e a mesma profundidade do HELIUS 32Y. Ambos possuem uma área de 1,44 m². A comparação entre as dimensões de ambos os módulos é apresentada na Fig

82 61 Figura 4.20 Módulo concentrador HELIUS 32Y constituído de três tiras de células solares associadas ao sistema óptico e trajetória dos raios incidentes de entrada 1, 4 e 8. Figura 4.21 (a) Seção transversal do sistema óptico, profundidade, área e distribuição das tiras de células solares para o módulo (b) HELIUS 32Y e (c) HELIUS 32X Análise da Resposta do Módulo HELIUS 32XY Na Fig mostram-se os valores do fator de concentração (C) para o módulo HELIUS 32XY, em função do ângulo dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (ψ). A partir destes valores ajustaram-se as seguintes equações: a) Se ψ < 53º, então C = 0 b) Se 53º ψ <83º, então:

83 62 2 C = 15,330-0,45898ψ + 0, ψ (4.5) c) Se 83º ψ 108º, então: C = - 25, ,64710ψ - 0, ψ (4.6) d) Se 108º < ψ 132º, então 2 ( + 1,8812ψ + 0, ψ ) C = ABS 108,25 (4.7) e) Se ψ > 132º, então C = 0 2 Fator de Concentração ! Teórico Ajustado!!!! 0.0!!!!!! Ângulo dos Raios Solares Projetados sobre o Meridiano ( )!! Figura 4.22 Fator de concentração para a radiação direta para o módulo HELIUS 32XY em função do ângulo dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (ψ). Na Tabela 4.2, são apresentados os fatores de concentração médios horários para todos os meses do ano. Comparando esta tabela com a Tabela 4.1 verifica-se que o fator de concentração nos meses de verão diminuiu, enquanto que para os meses de inverno próximo ao meio dia solar os valores são similares. Conforme esperado, nota-se que para os meses de inverno a radiação solar é concentrada sobre a face posterior das células solares em um número maior de horas. É importante lembrar, que a disposição das células solares não altera os valores do fator de concentração, pois a seção transversal do concentrador HELIUS 32Y não sofreu alterações.

84 63 Além disso, nesta análise não se contabilizaram os raios solares que sofrem duas ou mais reflexões antes de alcançar o receptor. A influência destes raios solares na resposta do módulo pode ser desprezada, pois a quantidade desses raios é pequena e, por sofrerem duas ou mais reflexões, a radiação solar incidente no receptor é baixa. Da mesma forma que para o módulo HELIUS 31Y, estimou-se a irradiação diária média mensal incidente nas faces das células solares, mostrada na Fig Neste caso, o valor encontrado para o fator de concentração para a radiação difusa é de 0,52. Comparando estes resultados com os encontrados para o módulo HELIUS 31Y, nota-se que nos meses de inverno a irradiação incidente na face posterior é significativamente maior. Conseqüentemente, a resposta do concentrador HELIUS 32XY, apresentada na Fig. 4.24, nos meses de inverno é superior àquela do módulo HELIUS 31Y. No entanto, nos meses próximos aos equinócios a irradiação diária média mensal diminuiu. Neste caso, a energia elétrica média anual que pode ser produzida é 78% maior que a produzida por um módulo convencional. Tabela 4.2 Valores do fator de concentração horário para os meses do ano do módulo HELIUS 32XY. Ângulo Horário ( o ) jan fev mar abr mai jun jul ago set out nov dez ,1 1,1 1,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,1 1,1 1,1 1, ,5 0,5 0,5 1,1 0,0 0,0 0,0 1,1 0,5 0,5 0,5 0, ,3 2,2 2,3 0,5 2,4 2,4 2,4 0,5 2,3 2,3 2,3 2, ,2 1,2 1,1 2,3 1,1 1,1 1,1 2,3 1,1 1,1 1,2 1, ,0 0,0 0,0 1,2 0,5 0,5 0,5 1,2 0,0 0,0 0,0 0, ,8 0,8 0,0 1,1 2,3 2,3 2,3 1,1 0,0 0,0 0,8 0, ,8 0,8 1,1 1,1 2,3 2,3 2,3 1,1 1,1 1,1 0,8 0, ,0 0,0 2,3 1,2 0,5 0,5 0,5 1,2 2,3 2,3 0,0 0, ,2 1,2 0,5 2,3 1,1 1,1 1,1 2,3 0,5 0,5 1,2 1, ,5 0,5 1,1 0,5 2,4 2,4 2,4 0,5 1,1 1,1 2,3 2, ,5 0,5 2,4 1,1 0,0 0,0 0,0 1,1 2,4 2,4 0,5 0, ,1 1,1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,1 1,1

85 Desenvolvimento do Módulo Concentrador HELIUS 33XY Após a análise dos módulos HELIUS 31Y e o HELIUS 32XY, verificou-se que é possível aumentar o fator de concentração. Então, mais um módulo concentrador foi desenvolvido, sendo este a evolução dos anteriores e com melhores ajustes dos fatores de concentração em relação à irradiação incidente. Este módulo foi denominado de HELIUS 33. Neste caso, também são apresentadas as duas propostas referentes à disposição das tiras de células solares, isto é, os módulos HELIUS 33Y e o HELIUS 33X. Irradiação Diária (kwh/m²) Frontal Posterior Mês Figura 4.23 Irradiação diária média mensal incidente na face frontal e posterior das células solares do módulo HELIUS 32XY. A maior diferença do módulo HELIUS 33XY em relação aos outros concentradores desenvolvidos está no aumento da abertura de entrada, no outro lado das células solares, fazendo com que a concentração geométrica aumentasse para 4. Essa modificação foi necessária para uma maior concentração dos raios solares na parte da manhã e tarde nos meses de inverno, isto é, os raios incidentes de entrada de 1 a 4. Desta forma, é possível alcançar uma melhor distribuição de energia produzida durante o ano.

86 65 Irradiação Diária (kwh/m²) Mês Convencional HELIUS 32 Figura 4.24 Irradiação diária média mensal incidente nas células solares do módulo HELIUS 32XY e em um módulo convencional. As outras características foram mantidas para o desenvolvimento do módulo concentrador HELIUS 33XY, como o tamanho das células solares bifaciais e o ângulo de inclinação. O método anteriormente apresentado foi utilizado para desenhar a seção transversal do sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 33XY. Na Fig mostra-se o resultado encontrado bem como os raios incidentes de entrada utilizados e os correspondentes raios de entrada usados para desenhar uma determinada região do concentrador solar. Observa-se na Fig que na abertura de entrada, à direita das células solares, o sistema óptico foi desenvolvido a partir dos oito raios incidentes de entrada. No entanto, na região à esquerda das células solares utilizaram-se os raios de entrada de 1 a 4, para aumentar o fator de concentração em horários específicos. O resultado é aumentar a energia produzida em determinadas épocas do ano e, conseqüentemente, ao longo do ano. Os raios incidentes de entrada de 5 a 8 foram concentrados à direita do ponto A, significando que foram destinados 20 cm da abertura de entrada para concentrá-los. Para os raios incidentes de entrada de 1 a 4, foi utilizada a abertura de entrada restante do lado esquerdo do ponto A, correspondente também a 20 cm.

87 66 Células Bifaciais A Figura 4.25 Seção transversal do módulo HELIUS 33X e representação dos raios incidentes de entrada Análise da Resposta do Módulo HELIUS 33XY O fator de concentração em função do ângulo de incidência dos raios solares projetados sobre o meridiano local é mostrado na Fig Ao comparar estes resultados com aqueles mostrados na Fig. 4.22, observa-se um aumento no fator de concentração. Para este módulo as equações ajustadas foram: a) Se ψ < 41º, então C = 0 b) Se 41º ψ <68º, então: C = - 10, ,44309ψ - 0, ψ (4.8) 2 c) Se 68º ψ 96º, então: C 2 = 17,30 + 0, ψ + 0, ψ (4.9) d) Se 96º ψ 132º, então C = ,7625ψ + 0, ψ 2,8935x10 ψ (4.10) e) Se ψ > 132º, então C = 0

88 67 A influência deste resultado na quantidade de energia solar recebida pela célula solar é apresentada nas Fig e Fig Nota-se que a irradiação diária média mensal em ambas as faces das células solares está melhor distribuída ao longo do ano e que as maiores concentrações ocorrem nos meses de inverno. Também se constata que, em média, 106% a mais de energia é produzida, quando o módulo HELIUS 33X é comparado a um módulo convencional, ou seja, 28% a mais que no caso do módulo HELIUS 32XY. Fator de Concentração ! Teórico Ajustado!!!!!!!! 0.0!!!! Ângulo dos Raios Solares Projetados sobre o Meridiano ( ) Figura 4.26 Fator de concentração para a radiação direta para o módulo HELIUS 33X em função do ângulo dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (ψ). Para o módulo concentrador HELIUS 33X, foi necessário alterar o sistema óptico para poder comportar as três fileiras de células solares e diminuir a área total. Portanto, a seção transversal do módulo HELIUS 33Y é diferente daquela do módulo HELIUS 33X e ambos são comparados na Fig

89 68 Irradiação Diária (kwh/m²) Mês Frontal Posterior Figura 4.27 Irradiação diária média mensal incidente na face frontal e posterior das células solares do módulo HELIUS 33X. Irradiação Diária (kwh/m²) Mês Convencional HELIUS 33X Figura 4.28 Irradiação diária média mensal incidente nas células solares do módulo HELIUS 33X e em um módulo convencional. O módulo HELIUS 33X foi desenvolvido para uma fileira única de células solares bifaciais e o módulo HELIUS 33Y para três fileiras. Na Fig. 4.29, comparando as regiões representadas pelas letras a e b, nota-se que foi necessário diminuir a

90 69 seção transversal para realizar um melhor encaixe das tiras e reduzir a área sem aproveitamento, representada na região sombreada, Fig Figura 4.29 Diferença entre os sistemas ópticos dos módulos concentradores HELIUS 33X e HELIUS 33Y. Área sem aproveitamento Figura 4.30 Sistema óptico do módulo HELIUS 33Y, adequado para encaixar três tiras de células solares acopladas ao concentrador solar.

91 70 Na Fig. 4.31, apresenta-se a seção transversal, medidas de largura, comprimento, área e profundidade, além da disposição das células solares bifaciais para o módulo HELIUS 33Y e HELIUS 33X. A comparação entre os módulos demonstra que o HELIUS 33Y tem 12% a menos de área total que o HELIUS 33X. Figura 4.31 Comparação entre o sistema óptico dos módulos HELIUS 33Y (a) e HELIUS 33X (b). Os valores do fator de concentração para o HELIUS 33Y, após a modificação do sistema óptico, sofreram alterações, diminuindo um pouco a concentração para ângulos de incidência correspondentes às primeiras horas da manhã e às últimas horas da tarde. Este resultado era esperado, pois foi ajustada a região do sistema óptico onde ocorre a concentração dos raios solares mais baixos. Os valores do fator de concentração para o módulo HELIUS 33Y são apresentados na Fig Comparando os valores com os correspondentes ao módulo HELIUS 33X, verificou-se que ocorrem mudanças somente no intervalo de ψ 41º e ψ< 68º, resultando em: 2 C = - 13, ,53191ψ - 0, ψ (4.11) A irradiação incidente nas células solares é apresentada nas Fig e Fig Nota-se que a pequena redução no fator de concentração para determinado intervalo de valores de ψ, altera muito pouco a irradiação diária média mensal. Quando comparado com um módulo convencional, a energia elétrica média

92 71 anual produzida pelo módulo HELIUS 33Y é 105% maior, sendo apenas 1% menor que a produzida pelo módulo HELIUS 33X. Fator de Concentração ! Teórico Ajustados 2.0!! 1.8! 1.6! 1.4! !! 0.8! !!!! Ângulo Projetado sobre o Meridiano ( ) Figura 4.32 Fator de concentração para a radiação direta para o módulo HELIUS 33Y em função do ângulo dos raios incidentes projetados sobre o meridiano local (ψ). Irradiação Diária (kwh/m²) Mês Frontal Posterior Figura 4.33 Irradiação diária média mensal incidente na face frontal e posterior das células solares do módulo HELIUS 33Y.

93 72 Irradiação Diária (kwh/m²) Mês Convencional HELIUS 33Y Figura 4.34 Irradiação diária média mensal incidente nas células solares do módulo HELIUS 33Y e em um módulo convencional.

94 73 5. CARACTERIZAÇÃO EXPERIMENTAL DOS MÓDULOS DESENVOLVIDOS 5.1 Construção de Protótipos dos Módulos Concentradores HELIUS Foram desenvolvidos quatro diferentes módulos fotovoltaicos concentradores estáticos. Então, para validar o método de desenho desenvolvido e analisar a resposta dos módulos experimentalmente, dois protótipos dos concentradores HELIUS foram construídos. Para a medida da irradiância incidente em cada face das células solares bifaciais foram utilizadas duas células monofaciais de 5,0 cm de comprimento por 2,5 cm de largura. Lembrando que o sistema óptico é relativo ao tamanho das células solares, estes foram adaptados para comportar as células solares disponíveis. Os módulos selecionados para a análise foram o HELIUS 31Y e o HELIUS 33X. O módulo HELIUS 31Y foi selecionado por apresentar maiores taxas de concentração e o módulo concentrador HELIUS 33X por apresentar os melhores resultados simulados, com a produção de energia mais distribuída ao longo do dia. Dois métodos foram utilizados para a construção dos sistemas ópticos dos protótipos do módulo concentrador HELIUS. O primeiro método [21], [61] foi utilizado para a construção do módulo HELIUS 31Y e o segundo método foi aplicado para a

95 74 construção do HELIUS 33X. No decorrer deste capítulo serão apresentados e comparados ambos os métodos Construção do Protótipo do Módulo HELIUS 31Y Construção do Molde do Sistema Óptico O sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 31Y foi desenvolvido a partir de um molde fabricado em parafina. Para isso, foi confeccionado um recipiente para a parafina, a partir de um tubo de PVC serrado ao meio, com 30 cm de comprimento e largura e altura superiores à seção transversal do concentrador HELIUS 31Y. Nas laterais do tubo de PVC, foram coladas placas de acrílico para a sustentação e para manter a parafina derretida dentro do recipiente, conforme ilustrado na Fig A seguir, derreteu-se a parafina para colocá-la dentro do recipiente de PVC até preenchê-lo. Entretanto, nas primeiras tentativas, observou-se que a parafina solidificava-se em camadas, dificultando a confecção do molde. Então, procurou-se uma empresa especializada para preencher o recipiente e obter um bloco único de parafina. O processo descrito pelos técnicos da empresa consistiu em aumentar a temperatura do recipiente de PVC até um valor adequado e inserir a parafina derretida o mais rápido possível, para posteriormente resfriá-la lentamente. Este procedimento possibilitou obter um bloco de parafina sem subcamadas, que poderiam se desprender durante a confecção do molde. Concluída essa etapa, a parafina foi separada do recipiente e colada em uma placa metálica que serviu como base para a construção do molde, conforme mostra a Fig Para obter a forma do sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 31Y no bloco de parafina, a seção transversal foi talhada em uma placa metálica com dimensões superiores a seção desejada. Lembrando que o módulo concentrador HELIUS foi desenhado para células solares bifaciais com 10 cm de lado, a seção transversal foi reduzida pela metade do

96 75 tamanho original. As novas medidas da seção transversal do módulo HELIUS 31Y para a confecção do sistema óptico são apresentadas na Fig Figura 5.1 Recipiente com parafina solidificada, a qual foi utilizada para a fabricação do molde do HELIUS 31Y. Figura 5.2 Bloco de parafina retirado do recipiente e colado em uma placa metálica para a confecção do molde do sistema óptico do HELIUS 31Y.

97 76 Figura 5.3 Medidas da seção transversal do HELIUS 31Y adaptado para células solares com 5,0 x 2,5 cm 2. A seção transversal do HELIUS 31Y, apresentada na Fig. 5.3, foi impressa e fixada em cima da placa metálica. Então, com uma serra a seção transversal foi lentamente talhada. Posteriormente, foi dado o acabamento com uma lima fina. O resultado é apresentado na Fig Figura 5.4 Seção transversal do módulo HELIUS 31Y talhado em uma placa metálica. Com a seção transversal talhada na placa metálica, o próximo passo foi construir o molde. O bloco de parafina foi fixado em uma mesa com presilhas e a seção transversal talhada no metal foi passada inúmeras vezes sobre ele até atingir

98 77 a forma desejada. Na Fig. 5.5 mostra-se o resultado. Posteriormente, o molde foi revestido por uma chapa de cobre de 0,3 mm de espessura. O cobre foi colado com silicone e moldado com a ajuda de presilhas e de um cilindro de aço maciço com 1,0 cm de diâmetro e 30 cm de comprimento. Ao final, foi dado um polimento com cera desmoldante, para que a superfície do molde ficasse a mais lisa possível. O molde final do módulo concentrador HELIUS 31Y com o sistema óptico é apresentado na Fig As dimensões finais foram de 30 cm de comprimento, 28 cm de largura e 12 cm de altura. Figura 5.5 Molde de parafina do sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 31Y Construção do Sistema Óptico do HELIUS 31Y Após a confecção do molde do módulo concentrador HELIUS 31Y, iniciou-se a fabricação do sistema óptico. Sobre o molde alternaram-se camadas de fibra de vidro e resina cristal. Nas camadas internas usou-se fibra de vidro com menor espessura e nas últimas camadas com maior espessura. O material mais fino foi colocado na parte interna para dar um bom acabamento e o mais grosso para dar resistência mecânica

99 78 ao concentrador. Depois de algumas horas a resina endurece e pode ser retirada do molde. Figura 5.6 Sistema óptico fabricado em resina e fibra de vidro do concentrador HELIUS 31 sobre o molde de parafina e cobre. Para obter bons resultados, ao passar a primeira camada de fibra de vidro, é necessário furar as bolhas que surgirem. Caso contrário, a superfície interna do sistema óptico ficará rugosa. Também é necessário polir adequadamente a superfície de cobre, para que o sistema óptico não fique aderido ao molde. Após a retirada do sistema óptico do molde, é necessário serrá-lo e limá-lo para dar um bom acabamento. Ao final, o sistema óptico ficou com 25 cm de comprimento e com as dimensões da Fig A parte interna do concentrador solar foi revestida com o filme de prata auto-adesivo ECP 305 da 3M. Este filme foi doado pelo Instituto de Energia Solar da Universidade Politécnica de Madri, pois não foi possível encontrá-lo no mercado. No intervalo em que a célula solar de silício é sensível, de 0,35 a 1,20 µm, a refletância é praticamente constante e com um valor médio de 0,96, como mostra a Fig Posteriormente foram colocadas duas lâminas de vidro com 3,0 mm de espessura, 10 cm de altura e 25 cm de comprimento nas laterais do concentrador,

100 79 para dar estabilidade para a posterior caracterização experimental. A Fig. 5.8 mostra o resultado e as medidas do protótipo do sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 31Y. 1,0 0,8 Refletância 0,6 0,4 0,2 0,0 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 Comprimento de onda (µm) Figura 5.7 Refletância espectral do filme de prata ECP 305 da 3M. Figura 5.8 Sistema óptico do protótipo do módulo concentrador HELIUS 31Y.

101 Construção do Protótipo do Módulo HELIUS 33X Para a construção do protótipo do módulo concentrador HELIUS 33X, outro método foi desenvolvido para a confecção de sistemas ópticos. Da mesma forma que no caso anterior, foi necessário reduzir as dimensões do sistema óptico do módulo HELIUS 33X para poder adaptar as células solares, como mostra a Fig Para este segundo método, é necessária a confecção em uma placa metálica de duas seções transversais do HELIUS 33X. Neste caso, foi necessário acrescentar um espaçamento de aproximadamente 2,0 cm em volta do sistema óptico. Para a obtenção da seção transversal nas placas metálicas, foi utilizado o método descrito anteriormente e as medidas apresentadas na Fig Figura 5.9 Medidas ajustadas da seção transversal do módulo HELIUS 33X para células solares de 5,0 x2,5 cm 2. Com as seções transversais do HELIUS 33X confeccionadas, o próximo passo foi montar o suporte de sustentação para o sistema óptico do protótipo do módulo concentrador. Para isso, quatro furos foram feitos nos quatro cantos das placas metálicas. Nestes furos, quatro parafusos do tipo sem fim de 30 cm de comprimento foram inseridos e parafusados tanto internamente como externamente. O suporte para o sistema óptico do HELIUS 33X pode ser visto na Fig

102 81 O objetivo deste suporte é dar sustentação ao módulo concentrador HELIUS 33X. O próximo passo foi cortar uma placa de aço inox com 30 cm de comprimento e com a largura igual a extensão da seção transversal, isto é, com 41 cm. Figura 5.10 Construção do suporte de sustentação do sistema óptico do HELIUS 33X. Esta placa de aço inox, depois de cortada, foi levemente dobrada em posições determinadas para que fosse possível inseri-la com facilidade no suporte do protótipo do HELIUS 33X. Essas posições estratégicas são nas dobras mais acentuadas da seção transversal. Posteriormente, a placa de aço inox foi soldada em toda a extensão da seção transversal. Após o processo de soldagem, os parafusos superiores puderam ser retirados e somente os dois parafusos inferiores foram mantidos para melhor sustentação do sistema óptico. A seguir, as laterais externas do concentrador foram pintadas de branco e a parte interna do sistema óptico de aço inox foi polida com polidor específico. O resultado final pode ser visto na Fig

103 82 Para caracterizar o sistema óptico, foi analisada a refletância do aço inox polido e sem polimento. Para isso, foram enviadas amostras para o Instituto de Energia Solar da Universidade Politécnica de Madri. Os resultados são apresentados nas Fig e Comparando estas figuras, observa-se que após o polimento a refletância diminuiu ligeiramente. O valor médio da refletância, no intervalo de 350 nm a 1200 nm, é de 0,61 para o aço inox sem polimento e de 0,59 para aço com polimento adicional. Portanto, o método utilizado para o polimento não foi eficaz. Figura 5.11 Sistema óptico do protótipo do módulo concentrador HELIUS 33X. 0,70 0,65 Refletância 0,60 0,55 0,50 0,45 0, Comprimento de Onda (nm) Figura 5.12 Refletância espectral do aço inox utilizado no sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 33X.

104 83 0,70 0,65 Refletância 0,60 0,55 0,50 0,45 0, Comprimento de Onda (nm) Figura 5.13 Refletância espectral do aço inox após o processo de polimento. 5.2 Comparação entre os Métodos de Fabricação Após a confecção dos sistemas ópticos dos módulos concentradores HELIUS 31Y e HELIUS 33X, algumas comparações podem ser realizadas entre os métodos utilizados. Em relação ao primeiro método, a maior vantagem está na forma do sistema óptico resultante, pois a fibra de vidro com resina se adapta perfeitamente ao molde. Neste caso, é importante que o molde seja preciso. Outro ponto é a reprodutibilidade. É possível confeccionar uma série de sistemas ópticos a partir de um molde, aumentando a viabilidade de produção em escala industrial. As principais vantagens da fibra de vidro na construção do sistema óptico são a leveza, maleabilidade e resistência mecânica, mantendo o sistema óptico intacto após uma queda ou choque. Também cabe mencionar que durante a colocação do filme de prata autoadesivo da 3M podem surgir bolhas internas, prejudicando a superfície interna do sistema óptico. Por outro lado, a secagem da resina pode durar até um dia.

105 84 Em relação ao segundo método apresentado, o processo de soldagem pode avariar a lateral do sistema óptico. Notou-se que degradaram as laterais do protótipo e, apesar de realizar o polimento do aço inox, conforme descrito anteriormente, não foram alcançados os resultados esperados naquela região. Uma análise mais detalhada deve ser realizada para comparar os dois métodos apresentados e analisar a viabilidade de fabricação de sistema ópticos de concentradores solares em nível industrial. 5.3 Análise dos Materiais Refletores Após a análise da refletância do aço inox, constata-se que este material não é adequado para constituir a superfície interna do sistema óptico. Por outro lado, o filme de prata auto-adesivo da 3M não está sendo fabricado. Portanto, procuraramse outros materiais no mercado nacional, que apresentassem refletância especular elevada, no intervalo de comprimento de onda em que as células solares são sensíveis. Inicialmente, em um substrato de aço inox foi aderida uma película plástica revestida com um filme metálico, comumente usada em vidros de automóveis e denominada de insulfilm. A refletância deste material foi medida no Instituto de Energia Solar da Universidade Politécnica de Madri. Analisando a Fig. 5.14, verificase que a refletância deste material é relativamente baixa, com valores ligeiramente superiores àqueles do aço inox. Neste caso, o valor médio encontrado foi de 0,67. A refletância espectral de outro material encontrado no mercado, de fabricação nacional e utilizado para o revestimento de refletores de lâmpadas fluorescentes, é apresentada na Fig Observa-se que a refletância é superior a 90% na maior parte do intervalo de comprimentos de onda, com um valor médio de 0,96, para comprimentos de onda superiores a 400 nm. Após uma análise de espectroscopia por dispersão de energia (EDS), verificou-se que este material apresentou em sua constituição 57% de carbono, 40% de oxigênio e 3% de alumínio. No entanto, para que possa ser utilizado para o revestimento da superfície

106 85 refletora do sistema óptico é necessário desenvolver um método de acoplamento do mesmo no concentrador solar. 5.4 Encapsulamento das Células Solares Após a fabricação dos sistemas ópticos dos módulos concentradores HELIUS 31Y e HELIUS 33X, o próximo passo foi encapsular as células solares, para completar o módulo concentrador. Para a análise experimental do comportamento dos módulos concentradores foi necessário medir independentemente a irradiância que incide em cada face das células solares bifaciais, utilizando duas células solares monofaciais. 0,80 0,75 Refletância 0,70 0,65 0,60 0,55 0, Comprimento de Onda (um) Figura 5.14 Refletância espectral da amostra de película plástica metalizada aderida em aço inox. Refletância 1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0, Comprimento de onda (nm) Figura 5.15 Refletância espectral da película plástica com alumínio utilizada para revestimento de refletores de lâmpadas fluorescentes.

107 86 Em uma placa de circuito impresso de dupla face com 25 cm de comprimento, 5,8 cm de largura foi realizado o desenho das conexões elétricas das células solares. Então a placa foi mergulhada em uma solução de percloreto de ferro e atacada. As regiões em que não deveriam ser atacadas foram protegidas. O próximo passo foi soldar as células solares sobre a placa de circuito impresso. Para realizar essa etapa, foi utilizado um soldador de células solares desenvolvido no CB-Solar. Este soldador consiste em uma lâmpada halôgena de 1000 W e um prato quente com temperatura regulável. Com esse equipamento foi possível soldar a face frontal e posterior das células solares ao mesmo tempo. Nas demais regiões onde deveriam ser preenchidas por células solares, colocaram-se tiras de papel de coloração similar a das células solares, para evitar influências devido às reflexões. Na Fig mostra-se o equipamento onde foi realizada a soldagem das células solares. A fim de dar maior rigidez mecânica ao conjunto de células solares e proteger as mesmas contra as intempéries realizou-se um encapsulamento. As células solares foram encapsuladas utilizando um vidro com as mesmas dimensões da abertura de entrada e com o comprimento do concentrador solar. Para evitar o contato direto do vidro com as células solares, foram colocadas pequenas bases de acrílico e o espaço foi preenchido com o silicone Sylgard 184, da Dow Corning, próprio para encapsulamento de células solares. O Sylgard permite um acoplamento óptico com o vidro, pois possui um índice de refração de 1,43. Além disto, tem a vantagem de apresentar uma baixa absorção na região do espectro solar em que as células solares de silício são sensíveis. No processo de mistura do Sylgard com o catalizador, formam-se muitas bolhas de ar que devem ser eliminadas. Para isso, a mistura é colocada em uma câmara de vácuo e, pela baixa pressão, as bolhas sobem até a superfície do líquido. Finalizado o processo, o silicone é colocado lentamente até preencher todos os espaços vazios. Para que o Sylgard não escorresse pelas bordas, estas foram previamente tapadas com fita, as quais foram retiradas depois que o Sylgard curou. Para fins de praticidade, somente a célula solar frontal foi protegida pelo vidro, pois

108 87 um vidro sobre a face posterior das células solares bifaciais somente aumenta as perdas ópticas. Além disso, a célula posterior estará protegida pelo encapsulamento do módulo concentrador. As células solares encapsuladas podem ser visualizadas na Fig Figura 5.16 Equipamento para soldar as células solares utilizadas na confecção dos protótipos dos módulos HELIUS. (a) Figura 5.17 (a) Câmara de vácuo utilizada para preparar o silicone para o encapsulamento das células solares e (b) o resultado final do encapsulamento. As células solares foram associadas a resistores de 0,25 Ω, a fim de medir a diferença de potencial sobre o resistor, com valor máximo de 80 mv. Em uma análise (b)

109 88 experimental prévia, observou-se que os resistores têm a resistência praticamente inalterada pela variação de temperatura. 5.5 Caracterização Experimental dos Protótipos Para analisar os protótipos do módulo concentrador HELIUS foi necessário calibrar as células solares utilizando um piranômetro Eppley. As células solares monofaciais encapsuladas foram calibradas durante dois dias sob céu sem nuvens, pelo período da manhã e tarde. As células solares foram posicionadas para que os raios solares incidissem perpendicularmente e os valores máximos e mínimos de irradiância solar medida foram de 1054 W/m 2 e 938 W/m 2, respectivamente. As duas células solares e o piranômetro Eppley PSP foram conectados a um sistema de aquisição de dados, constituído de um multímetro Agilent 34970A, 6½ dígitos, com placa multiplexadora para 20 canais e um microcomputador portátil. Os dados experimentais foram controlados e registrados através do programa Agilent BenchLink. A comunicação entre o microcomputador e o multímetro foi realizada através de uma interface RS-232. O sistema de aquisição de dados está esquematizado Fig A cada minuto, as células solares foram viradas para que fosse possível medir a célula posicionada no lado contrário. Interface RS-232 Figura 5.18 Sistema de aquisição de dados utilizado para caracterizar as células solares e os protótipos do concentrador HELIUS. Para cada célula solar foram realizadas mais de 150 medidas durante os dois dias e, posteriormente, foi calculada a constante de calibração para cada célula

110 89 solar. Além disso, o desvio médio quadrático (RMSE) também foi calculado. Na Tabela 5.1 são apresentadas as constantes de calibração e os valores do desvio quadrático médio, RMSE, para a célula solar frontal e para a célula solar posterior. Tabela 5.1 Resultados da calibração das células solares utilizadas para caracterização dos módulos concentradores HELIUS. Célula Solar Constante (mv/(w/m 2 )) RMSE (W/m 2 ) Número de Medidas Irrad. Máxima (W/m 2 ) Irrad. Mínima (W/m 2 ) Média de Irradiância (W/m 2 ) Frontal 81,20 1, Posterior 77,84 13, Para a caracterização experimental dos módulos concentradores solares, as células solares foram fixadas na abertura de entrada do concentrador. Inicialmente as células solares foram acopladas ao sistema óptico do módulo concentrador HELIUS 31Y. Após a realização das medidas deste protótipo, as células solares foram retiradas e acopladas ao módulo concentrador HELIUS 33Y. Na Fig. 5.19, ilustram-se os protótipos de ambos os dispositivos. (a) Figura 5.19 Protótipos dos módulos concentradores (a) HELIUS 31Y e (b) HELIUS 33X. (b)

111 90 Os módulos concentradores HELIUS foram caracterizados a partir dos raios solares projetados sobre o meridiano local, cujo ângulo medido a partir da superfície do módulo é representado por ψ. Para conhecer o valor deste ângulo, foi necessário posicionar o protótipo na direção do Sol e utilizar o dispositivo apresentado na Fig Figura 5.20 Dispositivo construído para determinar experimentalmente o ângulo de incidência dos raios solares. Os protótipos do HELIUS foram colocados sobre uma superfície inclinada que possibilita o ajuste da inclinação. Assim, a superfície inclinada foi orientada de tal forma que a projeção dos raios solares sobre a superfície estivesse alinhada com a lateral do protótipo. O procedimento de medidas está ilustrado na Fig Esses dados experimentais foram obtidos durante um dia com céu sem nuvens com auxílio do sistema de aquisição de dados anteriormente descrito. Além disso, a irradiância solar foi sempre superior a 700 W/m 2 e foram realizadas várias medidas para cada célula solar e ângulo ψ. O ângulo ψ foi variado de 5 o em 5 o Análise Experimental do Módulo HELIUS 31Y Através do método de medidas descrito anteriormente foram realizadas as medidas da irradiância solar incidente nas células solares monofaciais, acopladas ao sistema óptico do módulo HELIUS 31Y. O ângulo ψ foi variado de 50º a 130º, de 5º

112 91 em 5º, e os dados de irradiância foram coletados. Este procedimento foi repetido duas vezes. Figura 5.21 Sistema para caracterização dos módulos concentradores no Laboratório de Medidas Externas do CB-Solar. Na Fig comparam-se os valores do fator de concentração simulados e experimentais. Cabe lembrar que o fator de concentração é definido como a razão entre a irradiância incidente na face posterior das células solares bifaciais e a irradiância na face frontal. Para calcular a irradiância na face posterior, a partir da irradiância incidente na superfície do módulo e da Eq. 4.12, considerou-se que 11% da radiação é difusa [62]. Analisando a Fig verifica-se que os resultados experimentais são ligeiramente superiores aos simulados. O comportamento do fator de concentração em função do ângulo ψ é similar para os dados simulados e experimentais, com exceção para o intervalo 120º < ψ < 125º. Provavelmente esta diferença pode ser resultado de imperfeições na forma do sistema óptico e do valor do C D estimado. Portanto, após esta comparação constata-se que o método de desenho de sistemas ópticos para módulos concentradores estáticos proposto é valido. Da mesma forma, comprova-se a resposta ao longo do ano do módulo HELIUS 33Y, apresentada na Fig