4.2.1 M´odulo fotovoltaico selecionado
Dado que a localiza¸c˜ao do sistema fotovoltaico ´e pr´oxima ao mar, a escolha dos pain´eis fotovoltaicos necessita de algum cuidado e revela-se crucial, nomeadamente contra even- tuais corros˜oes e ventos fortes. Deste modo, selecionaram-se os m´odulos da Trina Solar por apresentarem uma robustez consider´avel devido `a presen¸ca de vidro duplo e materiais anti-corros˜ao (Trina Solar, Mar¸co 2020). Para al´em disso, como o principal objetivo passa por maximizar a energia el´etrica produzida, selecionou-se o m´odulo fotovoltaico com maior potˆencia de pico da gama comercializada constitu´ıdo por 72 c´elulas monocristalinas que permite rendimentos mais elevados. A tabela 4.1 apresenta algumas das caracter´ısticas do m´odulo selecionado, podendo a ficha t´ecnica do mesmo ser vista no Anexo A.
Tabela 4.1: Caracter´ısticas do m´odulo fotovoltaico DuoMax 365 (Trina Solar, Mar¸co 2020)
Caracter´ıstica Valor Potˆencia de pico 365 W Tens˜ao de circuito aberto VOC 47,3 V
Corrente de curto-circuito ISC 9,88 A
Tens˜ao no ponto de potˆencia m´axima VM P P 39,1 V
Corrente no ponto de potˆencia m´axima IM P P 9,35 A
´
Area do m´odulo 1,96 m2 Temperatura m´axima 70 oC Temperatura m´ınima -10 oC Degrada¸c˜ao anual dos m´odulos 0,5 %
Rendimento m´aximo 18,6 %
4.2.2 Parˆametros dos inversores
A disposi¸c˜ao dos inversores ser´a do tipo fileira porque nesta configura¸c˜ao e localiza¸c˜ao n˜ao existem problemas relativamente ao sombreamento das c´elulas fotovoltaicas. Caso contr´ario, a radia¸c˜ao recebida pelas c´elulas sombreadas ´e inferior `aquela experimentada pelas restantes, fazendo com que a corrente produzida pelas c´elulas sombreadas seja infe- rior. A adapta¸c˜ao individual do ponto de potˆencia m´aximo de cada fila permite tamb´em o aumento da eficiˆencia do sistema. Assim sendo, todos os m´odulos operam ao mesmo valor de corrente das c´elulas sombreadas e por isso, o ponto de m´axima potˆencia total da fileira seria alterado para valores inferiores aos verificados para a situa¸c˜ao da n˜ao existˆencia de sombreamento. Para al´em das perdas de potˆencia por sombreamento, manifestadas pela menor quantidade de energia incidente na superf´ıcie dos m´odulos, acontecem tamb´em perdas por incompatibilidades, al´em de que, em caso de avaria de uma fileira, a ener- gia produzida nas restantes continua a ser entregue `a rede ou ao consumidor energ´etico. Avalia-se agora a configura¸c˜ao dos inversores, tendo em conta as suas caracter´ısticas assim como as caracter´ısticas dos m´odulos fotovoltaicos.
• N´umero m´aximo de m´odulos por fileira
Este valor ´e limitado pela tens˜ao m´axima do sistema (tens˜ao m´axima admiss´ıvel em CC) para a interliga¸c˜ao de m´odulos em s´erie e tamb´em pela tens˜ao m´axima `a entrada do
4.2. Configura¸c˜ao do sistema fotovoltaico
inversor. Para baixas temperaturas, a tens˜ao de funcionamento do m´odulo aumenta at´e ao limite m´aximo da tens˜ao de circuito aberto. De modo a evitar a deteriora¸c˜ao do inversor em dias de inverno, ´e necess´ario garantir que a tens˜ao de circuito aberto n˜ao ultrapasse a tens˜ao CC m´axima admiss´ıvel do inversor. O n´umero m´aximo de m´odulos ligados numa fileira nmax´e limitado pela tens˜ao m´axima `a entrada do inversor sobre a tens˜ao de circuito
aberto dos m´odulos `a temperatura de -10 oC, conforme se pode verificar por recurso `as equa¸c˜oes seguintes (Castro, 2011).
nmax= Vmax,IN V VOC(−10 oC) (4.2) VOC(−10 oC)= 1 −35 o∆V 100 VOC (4.3)
• N´umero m´ınimo de m´odulos por fileira
O n´umero m´ınimo de m´odulos por fileira nmin ´e determinado pela tens˜ao m´ınima de
funcionamento do inversor e as condi¸c˜oes de tens˜ao mais desfavor´aveis (Castro, 2011).
nmin = Vmin,IN V VM P P (70 oC) (4.4) VM P P (70 oC)= 1 +45 o∆V 100 VM P P (4.5)
• N´umero m´aximo de fileiras em paralelo
O n´umero de fileiras em paralelo est´a limitado pelo n´umero de entradas do inversor. No caso do inversor escolhido o valor ´e de 3 (ver Anexo B). ´E necess´ario verificar tamb´em se, em algum instante, a corrente no gerador fotovoltaico ´e superior `a corrente de entrada do inversor. Assim sendo, torna-se imprescind´ıvel garantir a seguinte condi¸c˜ao da equa¸c˜ao 4.6 (Castro, 2011).
Nf ileiras,p≤
Imax,IN V
In,f ila
(4.6)
A corrente que atravessa cada fileira de m´odulos In,f ilacoincide com corrente m´axima do
m´odulo selecionado Isc=9,88 A, em STC. Dado que esta corrente aumenta com o aumento
da temperatura da c´elula, a corrente m´axima que atravessa cada fileira de m´odulos ocorre aquando da m´axima temperatura, 70 oC. Os inversores s˜ao projetados para compensa- rem as cargas indutivas e manterem o fator de potˆencia pr´oximo de 1 o que maximiza a transferˆencia de potˆencia para a carga. ´E desej´avel que a carga tenha um fator de po- tˆencia elevado uma vez que assim se reduz a corrente necess´aria para uma determinada potˆencia. Para efeitos de dimensionamento do sistema fotovoltaico, considerou-se que o fator de potˆencia associado ´e igual a 1 (Islam et al., 2015). A tabela 4.2 apresenta os resultados provenientes da an´alise anterior, tendo em considera¸c˜ao as caracter´ısticas do inversor representadas na mesma tabela (Kostal, 2020). Mais adiante na sec¸c˜ao 4.3 ser´a determinada a configura¸c˜ao final dos inversores efetuada no Polysun tendo em conta a disposi¸c˜ao dos m´odulos fotovoltaicos e os resultados obtidos nesta an´alise.
Tabela 4.2: Resultados obtidos na an´alise dos inversores Caracter´ısticas do inversor N´umero m´aximo de m´odulos por fileira N´umero m´ınimo de m´odulos por fileira N´umero m´aximo de fileiras em paralelo Vmax,IN V 1 000 V 19 (19,2) 5 (4,7) 4 (4,05) Vmin,IN V 160 V Voc(−10 oC) 52,1 V VM P P (70 oC) 44 V Imax,IN V 40 A 4.2.3 Regulador de carga
Um controlador ou regulador de carga tem a fun¸c˜ao de proteger as baterias de eventuais sobrecargas e de descargas excessivas. Por quest˜oes de seguran¸ca em caso de corrente ex- cessiva provocada por um aumento de radia¸c˜ao, o controlador deve ser sobredimensionado na ordem dos 25 % em rela¸c˜ao `a corrente de curto-circuito do painel fotovoltaico, conforme a equa¸c˜ao 4.7 (Galdino & Pinho, 2014).
Imin,RC = 1, 25 ISC = 12, 35 A (4.7)
Note-se que o sistema fotovoltaico com armazenamento em baterias ´e um sistema relati- vamente simples do ponto de vista operacional e sua opera¸c˜ao pode ser controlada apenas por um controlador de carga. O sistema fotovoltaico com armazenamento de hidrog´enio, no entanto, ´e um sistema mais complexo do ponto de vista operacional, que necessita de um equipamento espec´ıfico para realizar o controlo e opera¸c˜ao de todo o processo, neste caso um controlador l´ogico program´avel (Carneiro et al., 2018).
4.2.4 Orienta¸c˜ao e inclina¸c˜ao dos m´odulos fotovoltaicos
A orienta¸c˜ao e inclina¸c˜ao dos m´odulos fotovoltaicos constituem uma importante fase do projeto de sistemas fotovoltaicos uma vez que estes est˜ao diretamente relacionados com a produ¸c˜ao de energia el´etrica.
• Orienta¸c˜ao
Para maximizar a capta¸c˜ao de energia ao longo do ano e uma opera¸c˜ao adequada e eficiente, nas instala¸c˜oes localizadas no hemisf´erio sul, a face dos m´odulos fotovoltaicos deve estar orientada em dire¸c˜ao a norte, ou seja, o ˆangulo de azimute solar γs equivalente
a 180o (Galdino & Pinho, 2014). Em projetos executados no hemisf´erio norte, os m´odulos fotovoltaicos devem estar orientados para sul.
• Inclina¸c˜ao
Para uma gera¸c˜ao m´axima de energia ao longo do ano, o ˆangulo de inclina¸c˜ao do painel fotovoltaico deve ser igual `a latitude do local onde o sistema ser´a instalado (Mcvoy et al., 2012). No entanto, estudos efetuados em Angola e regi˜oes costeiras de ´Africa mostram que ´e aconselh´avel uma inclina¸c˜ao de cerca de 10 % para al´em da latitude para favorecer a auto-limpeza dos m´odulos pela a¸c˜ao da ´agua da chuva, sendo o ˆangulo de inclina¸c˜ao
4.2. Configura¸c˜ao do sistema fotovoltaico
β dos m´odulos utilizado neste trabalho de 22 o relativamente `a superf´ıcie (Jacobson &
Jadhav, 2018). O clima, ainda que vari´avel na faixa litoral, apresenta um regime h´ıdrico baixo/moderado e ventos moderados principalmente de setembro a abril, denominada por esta¸c˜ao das chuvas, facilitando assim o processo de limpeza dos m´odulos (CESO, 2012).
Nos dias de hoje, existem j´a m´odulos fotovoltaicos com sistemas de rastreamento do movimento aparente do sol que podem ser utilizados para melhorar ainda mais a capta¸c˜ao da radia¸c˜ao solar durante o ano. Optou-se pela utiliza¸c˜ao de sistemas sem rastreamento uma vez que a implementa¸c˜ao ´e mais simples e o custo da central ´e mais barata. Para al´em disso, dada a localiza¸c˜ao do sistema fotovoltaico, um eventual sistema com rastreamento, devido ao elevado n´umero de pe¸cas m´oveis poderia apresentar algumas falhas e riscos associados, j´a que o sistema se encontra perto da costa e as brisas mar´ıtimas podem comprometer o correto funcionamento desta tecnologia. Al´em do mais necessitam de estar conectados a uma fonte de energia, o que iria elevar os custos energ´eticos, para al´em dos custos dos componentes propriamente ditos (Galdino & Pinho, 2014).
Devem tamb´em ser tomadas algumas considera¸c˜oes relativamente `a estrutura de suporte dos m´odulos fotovoltaicos que tˆem como principal fun¸c˜ao posicion´a-los de maneira est´avel. Para al´em disso, esta deve assegurar uma ventila¸c˜ao adequada, permitindo dissipar o calor que ´e produzido devido `a a¸c˜ao dos raios solares e ao processo de perdas por convers˜ao de energia, j´a que a eficiˆencia dos m´odulos diminui com o aumento de temperatura (Galdino & Pinho, 2014). Apesar do local do sistema fotovoltaico ser maioritariamente plano, o suporte deve ser concebido para se adaptar a determinadas condi¸c˜oes do terreno. Deve tamb´em possuir uma geometria adequada que permita ajustar a orienta¸c˜ao e o ˆangulo de inclina¸c˜ao necess´arios a fim de assegurar a m´axima capta¸c˜ao de luz solar durante um determinado per´ıodo, sem recurso a sistemas autom´aticos. Apesar do ˆangulo imposto de 22o permitir a maximiza¸c˜ao da energia produzida ao longo do ano, esta flexibilidade permitiria maximizar a energia produzida em determinadas alturas do ano em caso de uma eventual necessidade. O conjunto deve ser ainda dotado de uma determinada rigidez mecˆanica que permita suportar o peso dos m´odulos assim como os ventos fortes que even- tualmente possam surgir, al´em de ter que ser fabricado com materiais menos suscet´ıveis `a corros˜ao devido `a proximidade do ambiente marinho (Galdino & Pinho, 2014). A figura 4.4 apresenta um exemplo de uma estrutura de suporte para os m´odulos.
(a) Adapta¸c˜ao `a superf´ıcie (b) Flexibilidade do posicionamento
4.2.5 Distanciamento entre os m´odulos fotovoltaicos
O solst´ıcio de inverno no hemisf´erio sul ocorre no dia 21 de junho. Para que n˜ao ocorram fen´omenos de auto-sombreamento em duas filas consecutivas de pain´eis fotovoltaicos, deve ser considerado o pior caso, ou seja, o caso onde a altura solar ´e mais baixa e que, por isso, provoca uma maior sombra a qual pode reduzir significativamente o potencial de gera¸c˜ao da central fotovoltaica. Assim, adota-se que caso seja garantido que nesse dia, entre as 10 e as 14 horas de tempo solar verdadeiro (TSV), a sombra ´e inexistente, ent˜ao durante os restantes dias do ano a condi¸c˜ao de auto-sombreamento n˜ao ´e verificada (Galdino & Pinho, 2014).
Com o intuito de determinar a distˆancia m´ınima entre as filas dos m´odulos para que n˜ao haja a possibilidade de ocorrˆencia do auto-sombreamento, a tabela 4.3 apresenta os resultados obtidos dos ˆangulos solares `as 10 horas do tempo solar verdadeiro no solst´ıcio de inverno, recorrendo `as equa¸c˜oes 2.1, 2.2, 2.5 e 2.6.
Tabela 4.3: ˆAngulos solares do dia 21 de Junho, 10 h TSV
Declina¸c˜ao solar δs Angulo hor´ˆ ario ω Altura solar αs Azimute γs
23,45 o -30o 43.53o -39,25o
(a) Proje¸c˜ao lateral (b) Proje¸c˜ao horizontal
Figura 4.5: Esquema para a determina¸c˜ao da distˆancia m´ınima entre os m´odulos.
Recorrendo `as seguintes equa¸c˜oes, tendo em considera¸c˜ao a geometria apresentada na figura 4.5, ´e poss´ıvel calcular a distˆancia m´ınima entre os m´odulos Ltotal.
tan αs = ¯ AC ¯ CB ⇔ tan 43, 53 = 1, 978 sin 22 ¯ CB ⇔ ¯CB = 0, 78 m (4.8) L = ¯CB cos γs= 0, 60 m (4.9) Ltotal= 1, 978 cos 22 + 0, 60 = 2, 43 m (4.10)
Efetivamente a distˆancia m´ınima para que n˜ao ocorram fen´omenos de auto-sombreamento ´e de 2,43 m. No entanto o espa¸camento entre fileiras pass´ıvel de se executar manuten¸c˜ao L ´e de apenas 0,60 m. Posto isto, considerou-se um acr´escimo de 1 metro no distanciamento