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Análise Comparativa do Desempenho Elétrico de
um Gerador Fotovoltaico para Irrigação com a
Integração de um Sistema de Arrefecimento
Antônio Walter Araújo Filho
Departamento de Engenharia e
Tecnologia
Universidade Federal Rural do Semi-
Árido
Mossoró, Brasil
Maria Izabel da Silva Guerra
Departamento de Enegnharia e
Tecnologia
Universidade Federal Rural do Semi-
Árido
Mossoró, Brasil
Romênia Gurgel Vieira
Departamento de Enegnharia e
Tecnologia
Universidade Federal Rural do Semi-
Árido
Mossoró, Brasil
Resumo — O atual período de crescimento na demanda por
energia elétrica traz a necessidade de investir em tecnologias que
promovam uma maior eficiência energética. A tecnologia
fotovoltaica apresenta baixos rendimentos para produção de
eletricidade, uma vez que, por um lado, o aumento da radiação
solar eleva a produção de eletricidade, por outro, o aumento da
temperatura reduz essa geração de energia. Desse modo, a
tecnologia Fotovoltaica e Térmica (PVT – Photovoltaic-
Thermal), que propõe a recuperação de uma parcela da energia
elétrica perdida através do arrefecimento das células
fotovoltaicas, pode ser utilizado em substituição a um sistema
fotovoltaico convencional para tornar a geração de energia
elétrica mais eficiente. Dessa forma, o presente estudo teve por
objetivo a análise comparativa do desempenho elétrico de um
sistema fotovoltaico, utilizado para irrigação, com e sem a
tecnologia de arrefecimento supracitada. Para a análise foram
utilizados dois modelos térmicos que simularam, através do
software Matlab®, o desempenho das células fotovoltaicas para
as situações em que consideraram o sistema sem resfriamento e
com arrefecimento, utilizando a própria água utilizada na
irrigação como fluido do trocador de calor. Ao finalizar as
comparações, foi possível observar que o sistema de
arrefecimento baseado na tecnologia PVT é bastante promissora
para a melhora do desempenho elétrico de sistemas
fotovoltaicos.
Palavras-Chave — Sistema Híbrido PVT, Arrefecimento,
Sistema Fotovoltaico, Irrigação.
I. INTRODUÇÃO
O desenvolvimento tecnológico e a melhora no padrão de
vida da sociedade moderna acarretam no aumento da
demanda de energia elétrica, no qual está relacionada a
disponibilidade dos recursos energéticos. Desde a crise do
petróleo na década de 70, que ocasionou a redução na oferta
de combustíveis fósseis, surgiu um interesse por novas
energias renováveis.
A energia solar – fonte de energia limpa e renovável –
pode ser utilizada em forma direta como fonte de energia
térmica, para aquecimento de fluídos, e pode ainda ser
convertida diretamente em energia elétrica por meio do efeito
fotovoltaico.
A utilização da energia solar para produção de energia
térmica apresenta boa eficiência, visto que a transferência de
calor acontece com baixas perdas [1]. Por outro lado, os
sistemas fotovoltaicos apresentam baixos rendimentos, uma
vez que parte da radiação solar incidente, utilizada na
produção de eletricidade, é perdida na forma de calor [2].
Nesse cenário, através da combinação das duas formas de
aproveitamento direto de energia solar foi desenvolvido os
coletores solares híbridos fotovoltaico e térmico (PVT –
Photovoltaic-Thermal). Essa tecnologia converte a radiação
solar em eletricidade e utiliza o calor das células solares para
o aquecimento de fluidos de forma simultânea [3],
configurando um sistema de arrefecimento para o painel
fotovoltaico.
Sistema fotovoltaicos convencionais são bastante
utilizados para bombeamento de água, em atividades como
irrigação, no qual a água é bombeada de um reservatório
diretamente para o campo a ser irrigado [4]. A aplicação da
tecnologia PVT no sistema fotovoltaico integrado à irrigação
permite o aproveitamento da água utilizada na irrigação para
o arrefecimento das células fotovoltaicas.
Dessa forma, este estudo tem como objetivo avaliar e
comparar o desempenho elétrico teórico de um gerador
fotovoltaico utilizado para alimentar um sistema de irrigação
acoplado a um sistema de arrefecimento baseado na
tecnologia PVT, através do estudo de modelos térmicos que
utilizam o software Matlab® para simular o sistema
fotovoltaico com e sem o processo de arrefecimento.
II. REFERENCIAL TEÓRICO
A. Características de um módulo fotovoltaico
Um sistema fotovoltaico (FV) é um tipo de tecnologia em que há geração de corrente contínua (CC) a partir de semicondutores quando estes são iluminados por fótons, fenômeno conhecido como efeito fotovoltaico. O módulo FV – componente fundamental de um sistema fotovoltaico – é formado por um conjunto de células FV interligadas eletricamente que são responsáveis pela conversão da energia contida nos fótons da radiação luminosa incidente em energia elétrica [5].
O ponto de operação de um módulo FV é caracterizado pelo comportamento entre a corrente e tensão elétrica geradas pelo painel FV. A partir da curva característica Corrente-Tensão (curva I-V), obtida em Condições de Teste Padrão (STC – Standard Test Conditions – irradiância solar de 1000
2
W/m2 e temperatura no módulo de 25ºC), pode ser determinada a curva da potência em função da tensão, denominada curva P-V [5].
A Fig. 1 esboça as possíveis relações entre a corrente elétrica e tensão (curva superior) e a potência resultante destas relações, a curva P-V (curva inferior). Valente [6] afirma que o ponto de máxima potência é o ponto de funcionamento ideal e desejado para um painel FV, considerando as condições de teste padrão. No entanto, os parâmetros de irradiância solar e temperatura de funcionamento dos módulos fotovoltaicos influenciam no desempenho elétrico do painel FV [7].
Fig. 1. Curvas I-V e P-V de um módulo fotovoltaico [8]
A corrente elétrica de saída é influenciada diretamente
pela variação da irradiância solar recebida pela célula, de
modo que a corrente cresce linearmente com a intensidade de
radiação. Em contrapartida, a tensão elétrica mante-se
praticamente inalterada com a variação da radiação solar [7].
Dessa forma, maiores níveis de irradiância solar influenciam
positivamente na potência elétrica fornecida pelo gerador
fotovoltaico, conforme mostra o gráfico da Fig. 2.
Fig. 2. Influência da irradiância solar sobre a potência elétrica fornecida
pelo módulo fotovoltaico na temperatura de 25ºC [9]
O aumento da irradiância solar incidente, bem como o
aumento da temperatura ambiente provoca a elevação da
temperatura da superfície do painel FV. Mas, é válido
ressaltar que a corrente gerada pelo módulo irá sofrer
variações mínimas com esse aumento, ao passo que haverá
uma significativa redução da tensão elétrica, no qual
provocará a diminuição da potência elétrica fornecida pelo
gerador FV. A influência da temperatura da superfície das
células sobre a potência é mostrada no gráfico da Fig. 3.
Fig. 3. Influência da temperatura sobre a potência elétrica fornecida pelo
módulo FV sob irradiância de 1000 W/m² [9]
B. Coletor solar híbrido fotovoltaico-térmico (PVT)
As características elétricas dos painéis FV são determinadas a partir das condições de teste padrão, ou seja, com temperatura na célula de 25ºC, distribuição espectral de 1,5 AM e irradiância solar de 1000 W/m². Entretanto, as condições ambientais reais na qual os módulos são instalados dificilmente são iguais as condições obtidas em laboratório [10]. Dessa maneira, os painéis FV sempre apresentarão um desempenho elétrico inferior ao especificado nos dados fornecidos pelos fabricantes.
Ao realizar um estudo sobre o desempenho de painéis fotovoltaicos expostos a condições reais, [11] concluíram que células expostas a temperaturas próximas de 40ºC apresentam redução de até 7% na potência de saída.
[12], ao realizar um estudo para determinação da curva característica de painéis sob condições ambientais reais, concluiu que há perdas de 24% no rendimento dos painéis em relação ao padrão STC do fabricante.
[13] ao estudar o efeito da temperatura na potência de saída de painéis fotovoltaicos de silício policristalino constatou perdas de potência de aproximadamente 6% em painéis com temperatura 15ºC acima das condições de teste padrão.
Diante do exposto, para evitar a perda de potência gerada pelos módulos FV devido ao aumento da irradiância – em consequência do aumento da temperatura das células, é sugerido a utilização da tecnologia solar hibrida PVT, que constitui o sistema de arrefecimento, na qual são inseridas placas absorvedoras que recebem energia térmica das células FV e transferem para um fluido removedor de calor [14], contribuindo para a conservação da temperatura das células FV em níveis adequados de modo a maximizar a geração de potência elétrica.
III. METODOLOGIA
A. Características do sistema de irrigação
O sistema de irrigação em que será realizado o estudo
teórico do desempenho elétrico da tecnologia de
arrefecimento está localizado na comunidade rural São José
no município de Mossoró-RN, que possui temperatura média
anual de 27,6°C [15]. O sistema possui uma bomba submersa
do modelo 4R6PB-22 350, da fabricante Leão, de 4,5cv (3,31
kW) [16]. De acordo com o catálogo da bomba, a mesma
possui uma vazão dentro da faixa de 3,0 a 8,0m³/h.
De acordo com [16], o consumo mensal da bomba de
irrigação, considerando o uso médio diário de 15 horas em
3
períodos secos, é de 1112,75 kWh, ou seja, possui um
consumo médio diário de 37,09 kWh, sendo necessário um
sistema fotovoltaico de 6,59 kWp, pois irá suprir o consumo
diário considerando as 7,5 horas de sol pleno.
O sistema fotovoltaico projetado acoplado ao sistema de
irrigação será composto por 24 módulos FV, no qual cada
módulo possui 60 células de silício monocristalino,
denominada Q6LMXP3-G3, do fabricante alemão Q Cells.
Uma célula FV produz 4,58 W de potência elétrica nominal
máxima [17], dessa forma, o sistema fotovoltaico possui uma
potência nominal de 6,59 kWp para suprir o consumo da
bomba utilizada no sistema de irrigação.
Para a simulação desse sistema fotovoltaico será
considerado que os 24 módulos estão distribuídos em quatro
fileiras com seis painéis em cada, todas conectadas em série,
formando um arranjo de 6,24m de comprimento por 5,62m
de largura.
B. Dados das células que integram os painéis FV
A célula que compõe os módulos fotovoltaicos,
considerando as condições de teste padrão (STC), possui
potência elétrica nominal máxima de 4,58 W, corrente
elétrica de curto-circuito de 9,19 A, tensão elétrica de circuito
aberto de 637 mV e eficiência de 18,8%.
Em virtude das limitações provocadas pelo aumento da
temperatura, [17] estabelece que a tensão elétrica decai
0,33% do seu valor para cada 1K de temperatura que se eleva
e a potência elétrica da célula reduz 0,42% de sua potência
definida no STC. A partir desses dados, [18] estabeleceu a
Equação 1, que mostra a relação entre a potência elétrica e a
temperatura de superfície de uma célula FV.
𝑃′ = 4,58 − [0,0192. (𝑇𝑐𝑒𝑙𝑙 − 298,15)] (1)
Onde:
𝑃′ = potência produzida por uma célula FV em função da
temperatura da célula (W);
𝑇𝑐𝑒𝑙𝑙 = temperatura da superfície da célula (K).
Em relação a influência da irradiância solar sobre a célula
FV, através dos dados sobre o comportamento da potência
elétrica da célula com a variação da irradiância solar
fornecida por [17], [18] estabeleceu, a partir da curva de
tendência, a Equação 2 que relaciona esses parâmetros
citados.
𝑃′′ = (0,0046. 𝑆) − 0,058 (2)
Onde:
𝑃′′ = potência produzida pela célula FV em função da
irradiância solar (W);
𝑆 = irradiância solar global (W/m²).
A partir das duas equações apresentadas, [18] elaborou
uma expressão que representa a eficiência da célula FV em
função da temperatura e da irradiância solar disponível em
sua superfície, indicada na Equação 3.
𝑃𝑐𝑒𝑙𝑙 = [(0,0046. 𝑆) − 0,058] − [0,0192. (𝑇𝑐𝑒𝑙𝑙 − 298,15)] (3)
Onde:
𝑃𝑐𝑒𝑙𝑙 = potência produzida pela célula FV em função da
temperatura da célula e da irradiância solar (W).
Posteriormente, a partir da equação geral da eficiência de
conversão de uma célula fotovoltaica, apresentada por [19],
[18] desenvolveu a Equação 4, que define a eficiência da
célula em estudo em função da temperatura da célula e da
irradiância solar.
𝜂𝑐𝑒𝑙𝑙 =𝑃𝑐𝑒𝑙𝑙
𝑆. 𝐴𝑐𝑒𝑙𝑙
(4) 𝜂𝑐𝑒𝑙𝑙 =
[(0,0046. 𝑆) − 0,058] − [0,0192. (𝑇𝑐𝑒𝑙𝑙 − 298,15)]
𝑆. (0,1562)
Onde:
𝜂𝑐𝑒𝑙𝑙 = rendimento elétrico da célula FV;
𝑇𝑐𝑒𝑙𝑙 = temperatura da superfície da célula (K).
Através das Equações 3 e 4 será possível observar o
comportamento elétrico em relação à potência e ao
rendimento elétrico e, dessa forma, verificar a influência da
adição do processo de arrefecimento aos painéis FV ao
compará-lo com o sistema FV sem a tecnologia de
arrefecimento.
C. Modelos térmicos
Para ser realizado o estudo do desempenho elétrico do
sistema fotovoltaico após a inserção do sistema de
arrefecimento, é necessário analisar o comportamento da
temperatura da célula fotovoltaica diante de variações da
irradiância solar e temperatura ambiente.
Isto posto, [18] desenvolveu dois modelos térmicos
baseados na primeira lei da termodinâmica, em que esses
modelos se referem a presença ou não do sistema de
arrefecimento para os painéis fotovoltaicos utilizados no
sistema de irrigação.
Para a constituição dos modelos térmicos, [18] realizou
algumas considerações importantes referentes aos sistemas
que serão estudados. A autora considerou que ambos os
sistemas estão em regime permanente, ou seja, a taxa de
mudança de energia total no sistema é igual a zero. Também
foi destacado que todas as propriedades seriam tratadas como
uniformes e analisadas em termos de valores médios de
mistura, de modo que as perdas de calor por convecção,
radiação e condução seriam consideradas como resistências
térmicas constantes.
Além disso, [18] desprezou as perdas de calor através da
superfície inferior das células e do dissipador de calor, no
Modelo Térmico 1 e Modelo Térmico 2, respectivamente,
considerando que as mesmas estão isoladas. Também foram
desconsideradas as perdas por radiação, condução e
convecção nas faces laterais e, por último, assumiu-se a
ausência de resistência de contato considerando que os
contatos entre as superfícies são perfeitos.
1) Modelo térmico 1 – Sem sistema de arrefecimento
O Modelo Térmico 1 corresponde ao sistema fotovoltaico
sem a presença de um sistema de arrefecimento, ou seja, a
tecnologia PVT não está presente. Nesse modelo, os painéis
FV possuem um isolante térmico, no qual as trocas de calor
entre a face posterior e o ambiente são desprezadas [18]. A
Fig. 4 apresenta o esquema do Modelo Térmico 1.
4
Fig. 4. Esquema do Modelo Térmico 1 [18]
A Fig. 4 representa as trocas de energia no sistema FV
obtidas após as considerações descritas no item C, no qual Eel
equivale a geração de potência elétrica (W/m²) pelo painel
FV; Ssolar representa a irradiância solar incidente sobre a placa
(W/m²); qrad corresponde às perdas de calor por radiação
(W/m²); qconv refere-se às perdas de calor por convecção
(W/m²); Tcéu é a temperatura efetiva do céu (K), Tamb é
relacionado à temperatura ambiente (K) e Tcell expressa a
temperatura da célula FV (K).
O Modelo Térmico 1 (MT1) será utilizado para a
determinação da temperatura da célula (Tcell) a partir do
dados de irradiância solar e temperatura ambiente, que serão
obtidos a partir da implementação das equações definidas por
[18], no software Matlab® através de métodos iterativos. A
Fig. 5 mostra um fluxograma que sintetiza as principais
variáveis de entrada e saída da simulação, bem como as
variáveis do balanço de energia envolvidas no cálculo dos
parâmetros de saída do estudo.
Fig. 5. Fluxograma do algoritmo do Modelo Térmico 1 (Autoria própria)
2) Modelo térmico 2 – Com sistema de arrefecimento
O Modelo Térmico 2 (MT2) corresponde ao sistema
fotovoltaico com a presença de um sistema de arrefecimento,
em que se trata de um trocador de calor que será equivalente
a tecnologia PVT [18]. A Fig. 6 apresenta o esquema do
Modelo Térmico 2.
Fig. 6. Esquema do Modelo Térmico 2 [18]
No MT2, as dimensões da placa de cobre e do trocador de
calor são similares as do gerador FV. Em relação ao trocador
de calor, o fluido de escoamento será a água, em que o
escoamento acontecerá por circulação forçada com o auxílio
da bomba submersa que é utilizada no sistema de irrigação.
No MT2 da Fig. 6, além das variáveis mostradas no
esquema do MT1, foram adicionados os elementos referentes
ao fluxo de calor por condução entre a célula FV e a placa de
cobre (q’cond) e o fluxo de calor por convecção entre a placa
de cobre e o fluido do trocador de calor (q’conv).
Após a definição das variáveis do balanço de energia para
o MT2, [18] elaborou um algoritmo que determina a
temperatura da célula (Tcell) e de saída da água (Tsai) por meio
de simulações das diferentes situações de temperatura do
ambiente (Tamb), temperatura de entrada da água (Tent) e
irradiância solar (Ssolar), realizadas no software Matlab®. A
Fig. 7 mostra um fluxograma que resume as principais
variáveis de entrada e saída da simulação, bem como as
variáveis do balanço de energia envolvidas no cálculo dos
parâmetros de saída do estudo.
Fig. 7. Fluxograma do algoritmo do Modelo Térmico 2 (Autoria própria)
IV. ANÁLISE DOS RESULTADOS
As análises do comportamento individual das células
fotovoltaicas, serão apresentadas, através das simulações do
Modelo Térmico 1 e Modelo Térmico 2, que compõem o
gerador FV utilizado para alimentar a bomba do sistema de
irrigação. Além disso, é realizada uma comparação entre o
desempenho elétrico desenvolvido nos dois modelos
térmicos.
Para as simulações realizadas em ambos os modelos, foi
determinado um intervalo de 200 W/m² a 1400 W/m² para a
irradiância, a temperatura ambiente ficou entre 15°C e 45°C
e a temperatura da entrada da água variou de 20°C até 35°C.
A. Análise da simulação do Modelo Térmico 1
No Modelo Térmico 1, que representa o sistema
fotovoltaico sem a tecnologia de arrefecimento, foi verificado
a variação de irradiância solar e temperatura ambiente. A
partir disso, foram gerados gráficos que representam a
temperatura de superfície das células do gerador FV, a
potência elétrica produzida pelo conjunto de células do
sistema fotovoltaico e seu rendimento elétrico.
De acordo com o gráfico da Fig. 8, é verificado que a
temperatura na superfície das células do gerador FV é
influenciada diretamente pelo aumento da temperatura
ambiente e irradiância solar. Em um ambiente com 15°C de
temperatura ambiente e 200 W/m² de irradiância, a
temperatura das células é de 23,8°C, enquanto que na
condição de 45°C e 1400 W/m², a temperatura das células
chega a 104,7°C, provocando uma considerável perda de
potência elétrica.
5
Fig. 8. Temperatura das células FV sem a presença do sistema de arrefecimento (Autoria própria)
Ainda analisando a Fig. 8, considerando a temperatura
média anual de Mossoró – aproximadamente 28°C – e
simulando para uma irradiância de 800 W/m², observa-se que
a temperatura nas células FV chega a 63,57°C.
Posteriormente, observando o comportamento das células nas
condições STC, ou seja, a uma temperatura ambiente de 25°C
e irradiância solar de 1000 W/m², a temperatura das células
chega a 67,94°C, uma vez que o modelo térmico 1
desconsidera o controle de temperatura das células FV. Dessa
forma, será gerado uma potência elétrica inferior à nominal
determinada pelo fabricante das células FV.
A Fig. 9 apresenta o comportamento das células do
gerador FV no que se refere a potência elétrica de saída, em
que é observado a diminuição da potência produzida a
proporção que a temperatura ambiente se eleva. Por outro
lado, é constatado que ocorre o aumento dessa potência
produzida com o aumento da irradiância solar. Isso ocorre,
pois, apesar de haver também o aumento da temperatura das
células FV, o aumento da irradiância apresenta maior
influência sobre a potência produzida, quando comparado as
perdas causadas por essa elevação de temperatura.
Dessa forma, a potência elétrica produzida pelas células,
nas condições STC, é inferior à sua potência nominal. Como
é observado na Fig. 9, a potência produzida pelo gerador
fotovoltaico em análise é 5353 W, no qual caracteriza uma
perda de 18,83% ao equiparar com a potência de saída
esperada de 6595,2 W.
Para a análise do desempenho elétrico do gerador FV, é
estudado o comportamento do rendimento elétrico das células
em conjunto, apresentado no gráfico da Fig. 10, em diferentes
situações. Em um ambiente com irradiância fixa de 200
W/m², na temperatura ambiente de 15°C é observado um
rendimento de 18,19%, ao passo que na temperatura ambiente
de 45°C o rendimento cai para 5,6%. Enquanto que em um
ambiente com irradiância fixa de 1400 W/m², na temperatura
de 15°C o rendimento observado é de 16,15% a medida que
a 45°C esse rendimento cai para 14,24%.
Fig. 9. Potência de saída do sistema fotovoltaico sem a presença do sistema de arrefecimento (Autoria própria)
6
Fig. 10. Rendimento das células FV sem a presença do sistema de arrefecimento (Autoria própria)
Estudando o rendimento elétrico nas condições STC, ou
seja, com temperatura ambiente de 25°C e irradiância de 1000
W/m², é observado, na Fig. 10, um rendimento elétrico de
15,28%, no qual é inferior aos 18,8% previsto pelo fabricante
da célula FV. Esse declínio do rendimento elétrico ocorre por
causa da temperatura de operação das células FV que não
pode ser controlada em 25°C, chegando a 67,94°C, e,
consequentemente, provocando a redução da potência
elétrica produzida para 5353 W.
B. Análise da simulação do Modelo Térmico 2
O Modelo Térmico 2, que representa o sistema
fotovoltaico com a tecnologia de arrefecimento, é constituído
por um trocador de calor que utiliza a água como fluido
resfriador, com sua vazão controlada pela bomba submersa
de 3,31 kW de potência, no qual a mesma é utilizada no
sistema de irrigação. Para a simulação realizada no Matlab®,
foi considerado a variação da irradiância solar, da
temperatura ambiente e, além disso, foi definido quatro
valores para a temperatura de entrada da água para o sistema
de arrefecimento, a saber, 20°C, 25°C, 30°C e 35°C.
Uma vez que não foi definida o valor exato da vazão da
bomba, o Modelo Térmico 2 será simulado para duas
situações distintas referente a vazão mínima e máxima da
bomba, ou seja, na Simulação A será utilizado uma vazão
igual a 3,0 m³/h (3000 L/h) e na Simulação B, uma vazão de
8,0 m³/h (8000 L/h).
1) Simulação A – Vazão da bomba igual a 3,0 m³/h
Os gráficos gerados na simulação A do Modelo Térmico
2, considerando o uso de uma bomba submersa com vazão
igual a 3m³/h, apresentam a temperatura de superfície das
células, a potência elétrica produzida pelo sistema
fotovoltaico, o rendimento elétrico e a temperatura de saída
da água, após passar pelo sistema de resfriamento. Esses
gráficos são mostrados, respectivamente, da Fig. 11 até a Fig.
14.
O gráfico da Fig. 11 apresenta o comportamento da
temperatura da superfície das células FV em observação para
as quatro condições de temperatura da água utilizada no
processo de arrefecimento.
Fig. 11. Temperatura de superfície das células FV com a presença do sistema de arrefecimento com bomba de vazão igual a 3m³/h (Autoria própria)
7
De acordo com o gráfico da Fig. 11, a temperatura das
células não apresenta grandes variações quando há a mudança
da temperatura ambiente ou da irradiância, mantendo-se
próxima à temperatura de entrada da água utilizada para o
arrefecimento das mesmas. A variação máxima de
temperatura das células foi de aproximadamente 3,09°C,
comparado à temperatura de entrada da água, quando a
temperatura ambiente, irradiância solar e temperatura de
entrada da água foram 45°C, 1400 W/m² e 35°C,
respectivamente.
Ao comparar a temperatura das células do MT1 e da
Simulação A do Modelo Térmico 2 (MT2-A), apresentados
respectivamente nas Fig. 8 e Fig. 11, observa-se,
considerando as condições de teste padrão, que para uma
temperatura de entrada da água de 20°C, houve a redução de
67,26% na temperatura de operação das células, à medida que
na condição em que a temperatura da água foi de 25°C, a
temperatura das células diminuiu 60,07% em relação ao valor
obtido no MT1. Com a temperatura de entrada da água de
30°C, houve um resfriamento de 53,02% nas células FV,
enquanto que a água à 35°C, o sistema de arrefecimento
retirou 46,01% de calor da superfície das células.
Como abordado no Referencial Teórico, a redução da
temperatura de operação das células fotovoltaicas promovida
pelo sistema de arrefecimento interfere sobre a potência
elétrica gerada por essas células. Essa influência, para as
condições de teste padrão, é apresentada na Tabela I.
Tabela I. Potência elétrica gerada pelo sistema fotovoltaico para cada
condição de temperatura de entrada da água
Temperatura de entrada da água (°C)
Potência gerada (W)
20 6617
25 6482 30 6349
35 6218
Comparando os valores de potência elétrica obtidos no
MT2-A e mostrados na Tabela I com os resultados
alcançados no MT1 (Fig. 9), constata-se que no Modelo
Térmico 2 acontece a recuperação de 23,61% da potência
elétrica do gerador FV quando o mesmo é resfriado com uma
água de 20°C; 21,09% da potência quando o fluido trocador
de calor estava a 25°C; 18,61% da potência ao ser arrefecido
com água à 30°C e; 16,16% da potência quando o gerador FV
é resfriado por uma água à 35°C.
O gráfico da Fig. 12 apresenta o comportamento da
potência elétrica produzida pelo gerador fotovoltaico em
estudo para as quatro condições de temperatura da água
utilizada no processo de arrefecimento.
Fig. 12. Potência de saída do sistema fotovoltaico com a presença do processo de arrefecimento com bomba de vazão igual a 3m³/h (Autoria própria)
Como é observado na Fig. 12 a potência elétrica do
gerador aumenta conforme os valores de irradiância solar
também se elevam, enquanto que se mantem praticamente
constante com o aumento da temperatura ambiente. Isso
ocorre porque a temperatura de superfície das células é
preservada pelo sistema de arrefecimento, para todo o
intervalo de temperatura aplicado.
O valor do rendimento elétrico do gerador FV, que é
influenciado pela irradiância solar e potência elétrica
produzida pelas células FV em conjunto, é apresentado na
Tabela II, considerando as condições STC.
Tabela II. Rendimento elétrico do gerador FV para cada condição de temperatura de entrada da água
Temperatura de entrada da água
(°C) Rendimento (%)
20 18,88 25 18,50
30 18,12
35 17,74
Contrapondo os valores de rendimento elétrico obtidos no
MT2-A e mostrados na Tabela II com os resultados obtidos
no MT1 (Fig. 10), observa-se que no MT2-A o rendimento é
3,60% maior quando comparado ao MT1 para a temperatura
inicial de entrada da água à 20°C, à medida que na condição
em que a temperatura da água foi de 25°C, o desempenho do
MT2-A foi 3,22% superior ao MT1. Com a temperatura de
entrada da água de 30°C, o rendimento elétrico no MT2-A é
2,84% superior ao MT1, enquanto que a água à 35°C, o
aproveitamento do sistema do MT2-A é 2,46% maior em
relação ao MT1.
O gráfico da Fig. 13 apresenta o comportamento do
rendimento elétrico do gerador FV em estudo quando há a
variação da temperatura ambiente e irradiância solar, sendo
exibido para as quatro condições de temperatura da água
utilizada no processo de arrefecimento.
8
Fig. 13. Rendimento elétrico do gerador FV com a presença do sistema de arrefecimento com bomba de vazão igual a 3m³/h (Autoria própria)
Observando o gráfico da Fig. 13 verifica-se que o
rendimento elétrico, obtido nas quatro condições de
temperatura de entrada da água, mantem-se estável com a
variação da temperatura ambiente, havendo perdas no
desempenho quando acontece a queda nos valores de
irradiância solar, em que essas perdas são intensificadas a
medida que a temperatura de entrada do fluido trocador de
calor é maior.
A última variável analisada na simulação é a temperatura
de saída da água utilizada no processo de arrefecimento das
células do gerador FV. O gráfico da Fig. 14 apresenta esses
resultados obtidos na simulação, considerando cada condição
de temperatura de entrada da água.
Fig. 14. Temperatura de saída da água após o arrefecimento das células FV com bomba de vazão igual a 3m³/h (Autoria própria)
Analisando o gráfico da Fig. 14, percebe-se que houve
uma variação da temperatura de saída da água em relação a
temperatura de entrada da mesma. Isso ocorre porque o
controle da temperatura das células do gerador FV é realizada
por esse fluido trocador de calor, através da transferência de
calor entre a célula FV e a água.
A medida que a temperatura ambiente e irradiância solar
aumentam, amplia-se os níveis de troca de calor entre as
células e o fluido resfriador, no qual exige um sistema de
arrefecimento cada vez mais eficaz e que resulta na
temperatura de saída da água cada vez maior. Além disso,
analisando o comportamento nas condições de teste padrão,
observa-se que a medida que a temperatura de entrada da
água é menor, o arrefecimento da célula produz valores de
temperatura de saída da água menores.
2) Simulação B – Vazão da bomba igual a 8,0 m³/h
Doravante, os gráficos apresentados nessa seção foram
gerados na Simulação B do Modelo Térmico 2 (MT2-B),
considerando a vazão da bomba utilizada igual a 8m³/h, em
que foram mantidas as mesmas variáveis analisadas na
Simulação A do Modelo Térmico 2, ou seja, a temperatura de
superfície das células, a potência elétrica produzida pelo
gerador fotovoltaico, o rendimento elétrico e a temperatura
de saída da água. Os gráficos são mostrados da Fig. 15 até a
Fig. 18.
9
A Fig. 15 esboça o comportamento da temperatura da
superfície das células do gerador FV em observação para as
quatro condições de temperatura da água utilizada no
processo de arrefecimento.
Fig. 15. Temperatura das células FV com a presença do sistema de arrefecimento com bomba de vazão igual a 8m³/h (Autoria própria)
A análise do gráfico da Fig. 15 permite afirmar que, assim
como na simulação com a bomba de vazão de 3m³/h, o
comportamento da temperatura das células também não
apresentou grandes variações com a mudança da temperatura
ambiente ou da irradiância, mantendo-se próxima à
temperatura de entrada da água utilizada para o arrefecimento
das mesmas.
Entretanto, comparando com os resultados obtidos na
Simulação A, o teste com a vazão máxima de 8m³/h
apresentou melhores valores de temperatura de operação das
células, havendo uma variação máxima de temperatura da
célula FV, comparando com a temperatura de entrada da
água, de 2,51°C contra 3,09°C de variação na Simulação A,
nas condições de temperatura ambiente, irradiância solar e
temperatura de entrada da água de 45°C, 1400 W/m² e 35°C,
respectivamente.
Ao comparar a temperatura das células dos MT1 e MT2-
B, apresentados nas Fig. 8 e Fig. 15, observa-se, considerando
as condições STC que, para uma temperatura de entrada da
água de 20°C, houve a redução de 67,85% na temperatura de
operação das células, à medida que na condição em que a
temperatura da água foi de 25°C, a temperatura das células
diminuiu 60,61% em relação ao valor obtido no MT1. Com a
temperatura de entrada da água de 30°C, houve um
resfriamento de 53,52% nas células FV, enquanto que a água
à 35°C, o sistema de arrefecimento retirou 46,45% de calor
da superfície das células.
Em seguida, é verificado a influência da redução da
temperatura de operação das células FV sobre a potência
elétrica gerada pelo gerador fotovoltaico, em que essa
interferência, para as condições de teste padrão, é apresentada
na Tabela III.
Tabela III. Potência elétrica gerada pelo gerador fotovoltaico para cada
condição de temperatura de entrada da água
Temperatura de entrada da água
(°C) Potência gerada (W)
20 6628
25 6492
30 6359 35 6226
Equiparando os valores de potência elétrica obtidos no
MT2-B e mostrados na Tabela III com os resultados atingidos
no MT1 (Fig. 9), verifica-se que, para o MT2-B, acontece a
recuperação de 23,82% da potência elétrica do gerador FV
quando o mesmo é resfriado com uma água de 20°C; 21,28%
da potência quando o fluido trocador de calor estava a 25°C;
18,79% da potência ao ser arrefecido com água à 30°C e;
16,31% da potência quando o gerador é resfriado por uma
água à 35°C.
Comparando com os valores de potência elétrica gerada
pela Simulação A (Tabela I), observa-se que na simulação do
MT2, em que foi considerada a vazão máxima da bomba, a
recuperação de potência elétrica é maior para todas as
condições de temperatura do fluido trocador de calor.
A Fig. 16 esboça graficamente o comportamento da
potência elétrica produzida pelo sistema fotovoltaico em
estudo para as quatro condições de temperatura da água
utilizada no processo de arrefecimento.
10
Fig. 16. Potência de saída do gerador fotovoltaico com a presença do processo de arrefecimento com bomba de vazão igual a 8m³/h (Autoria própria)
Como esperado, a análise do gráfico da Fig. 16 permite
observar que a potência elétrica do gerador aumenta
conforme os valores de irradiância solar se elevam, enquanto
que se mantem praticamente constante com o aumento da
temperatura ambiente.
A influência da recuperação de potência pelo processo de
arrefecimento é verificada através do desempenho elétrico do
gerador FV, mostradas na Tabela IV para as condições de
teste padrão.
Tabela IV. Rendimento elétrico do gerador FV para cada condição de
temperatura de entrada da água
Temperatura de entrada da água (°C)
Rendimento (%)
20 18,91
25 18,53
30 18,14 35 17,77
Analisando os valores de rendimento elétrico obtidos no
MT2-B e mostrados na Tabela IV com os resultados obtidos
no MT1 (Fig. 10), observa-se que no MT2-B o rendimento é
3,63% maior quando comparado ao MT1 para a temperatura
inicial de entrada da água à 20°C, à medida que à medida que
na condição em que a temperatura da água foi de 25°C, o
desempenho do MT2-B foi 3,25% superior ao MT1. Com a
temperatura de entrada da água de 30°C, o rendimento
elétrico no MT2-B é 2,86% superior ao MT1, enquanto que a
água à 35°C, o aproveitamento do sistema do MT2-B é 2,49%
maior em relação ao MT1.
Contrapondo com os valores do desempenho elétrico
gerado pela Simulação A (Tabela II), observa-se que na
simulação do MT2 considerando a vazão máxima da bomba,
a eficiência elétrica obtida é levemente maior para todas as
condições de temperatura do fluido trocador de calor.
A Fig. 17 esboça graficamente o comportamento do
rendimento elétrico do gerador FV em estudo com a variação
da temperatura ambiente e irradiância solar para as quatro
condições de temperatura da água utilizada no processo de
arrefecimento.
Fig. 17. Rendimento elétrico do gerador FV com a presença do sistema de arrefecimento com bomba de vazão igual a 8m³/h (Autoria própria)
Analisando o gráfico da Fig. 17 observa-se que o
rendimento elétrico é mantido estável com a variação da
temperatura, havendo redução nos níveis de desempenho à
medida que a irradiância solar diminui e a temperatura de
entrada da água se eleva.
11
Por fim, é analisado a temperatura de saída da água
utilizada no processo de arrefecimento das células do gerador
FV. O gráfico da Fig. 18 apresenta esses resultados obtidos
na simulação, considerando cada condição de temperatura de
entrada da água.
Fig. 18. Temperatura de saída da água após o arrefecimento das células FV com bomba de vazão igual a 8m³/h (Autoria própria)
Observando o gráfico da Fig. 18, percebe-se que, assim
como na Simulação A, houve uma variação da temperatura
de saída da água em relação a temperatura de entrada da
mesma na Simulação B. Entretanto, na simulação com vazão
de 3m³/h, os níveis de temperatura de saída da água foram
mais elevados em comparação a simulação com vazão de
8m³/h. Isso é explicado pelos fatores que contribuem para a
elevação da temperatura da água de saída, a saber, a área de
contato entre a água e a placa fotovoltaica e a vazão mássica.
Nas simulações MT2-A e MT2-B, a superfície de contato
são iguais, logo, o aspecto que influenciou nos resultados de
temperatura de saída da água foi a vazão considerada em cada
simulação. A bomba, ao trabalhar com a vazão máxima de
8m³/h, não permite, devido a velocidade elevada, um tempo
de contato suficiente para permitir uma troca de calor capaz
de proporcionar um aquecimento da água de forma
expressiva.
A medida que a temperatura ambiente e irradiância solar
aumentam, eleva-se a temperatura da superfície absorvedora,
desta forma, ampliando os níveis de troca de calor entre as
células FV e o fluido resfriador resulta na temperatura de
saída da água cada vez maior. Além disso, analisando o
comportamento nas condições de teste padrão, observa-se
que a medida que a temperatura de entrada da água é menor,
o arrefecimento da célula produz valores de temperatura de
saída da água menores.
Isto posto, a Tabela V permite observar uma síntese dos
parâmetros de saída analisados nos modelos térmicos, no qual
é possível verificar os valores de potência elétrica
recuperados com o sistema de arrefecimento bem como a
melhora no desempenho elétrico das células FV. Além disso
é averiguado os valores de temperatura de operação das
células e a temperatura de saída da água após o processo de
resfriamento.
Tabela V. Parâmetros de saída dos modelos térmicos nas condições de teste padrão (Temperatura ambiente de 25°C e irradiância solar de 1000 W/m²)
Simulação
Temperatura de
entrada da água (°C)
Temperatura
das células (°C)
Potência elétrica
(W)
Rendimento
elétrico (%)
Temperatura de
saída da água (°C)
Modelo Térmico 1 - 67,94 5353 15,28 -
Modelo Térmico 2-A
20 22,24 6617 18,88 27,95
25 27,13 6482 18,50 32,66
30 31,92 6349 18,12 36,98
35 36,68 6218 17,74 41,18
Modelo Térmico 2-B
20 21,84 6628 18,91 22,99
25 26,76 6492 18,53 27,92
30 31,58 6359 18,14 32,64
35 36,38 6226 17,77 37,34
Uma vez que não foi proposto uma aplicação para o calor
gerado pelo sistema de arrefecimento, a utilização da bomba
com vazão mínima, que permite o maior aquecimento da água
de entrada, dependerá de análises realizadas por especialistas
em irrigação quanto ao uso da água quente em plantações.
V. CONCLUSÃO
Diante do cenário de desenvolvimento tecnológico e a
necessidade da geração de energia com melhores níveis de
eficiência e considerando a capacidade de recuperação de
energia elétrica que um sistema de arrefecimento, como a
tecnologia PVT pode fornecer, o presente estudo apresentou
a análise do desempenho elétrico teórico de um gerador
fotovoltaico utilizado para alimentar um sistema de bombeio
para irrigação, ao ser inserido um sistema de arrefecimento
baseado na tecnologia PVT.
As análises foram realizadas com base em dois modelos
térmicos elaborados por [18], em que o Modelo Térmico 1
12
era caracterizado pelo sistema fotovoltaico sem o processo de
arrefecimento, enquanto que o Modelo Térmico 2 oferecia o
estudo do mesmo sistema com o processo de resfriamento
através de um fluido trocador de calor.
Para o teste dos modelos térmicos, no qual foram
desprezadas as perdas por radiação, condução e convecção
nas faces laterais das células, bem como as perdas por
contato, foi considerado um gerador fotovoltaico composto
por 24 módulos FV com potência nominal de 6,59 kWp, para
suprir o consumo da bomba utilizada na irrigação. As células
que compõem os módulos FV possuem um rendimento
elétrico de 18,8% nas condições de teste padrão (STC), ou
seja, temperatura ambiente de 25°C e irradiância solar de
1000 W/m².
Na simulação do Modelo Térmico 1, observou-se que as
células do gerador FV apresentavam uma temperatura de
operação de 67,94°C, no qual ocasionou a geração de 5353
W, correspondendo a uma perda de 18,83% de potência
elétrica em relação ao valor nominal do gerador fotovoltaico
considerando as condições de teste padrão. Além disso, o
rendimento das células estavam abaixo do previsto pela
fabricante, com um valor de 15,28% de desempenho elétrico.
Para a simulação do Modelo Térmico 2 foi realizado duas
simulações, A e B, representando o uso da bomba com vazão
mínima e máxima, respectivamente. Na simulação A, ao
considerar a condição STC e temperatura de entrada da água
de 25°C, constatou-se a geração de 6482 W de potência, que
representa uma recuperação de 21,09% de potência elétrica
em comparação com o sistema sem o processo de
arrefecimento. O desempenho elétrico das células nessa
condição foi 18,50%, representando uma elevação de 3,22%
em comparação ao Modelo Térmico 1.
E na Simulação B, também considerando a condição STC,
foi observado a geração de 6492 W, representando a
recuperação de 21,28% de potência elétrica ao ser
confrontado com o valor obtido no Modelo Térmico 1. O
rendimento elétrico nessa simulação foi de 18,53%, ou seja,
3,25% maior que o valor obtido no Modelo Térmico 1.
Diante do exposto, os possíveis gastos de energia que
seriam necessários para a realização da circulação forçada do
fluido trocador de calor são eliminados para essa aplicação,
uma vez que a bomba utilizada no sistema de irrigação é
capaz de arrefecer seu próprio sistema de alimentação
elétrico, mesmo quando estiver operando com sua vazão
mínima.
Além disso, o comparativo entre os modelos térmicos
permite afirmar que a utilização de processos de
arrefecimento em sistemas fotovoltaicos permite a
recuperação de potência elétrica através da eliminação dos
efeitos negativos que seriam provocados pelo aumento da
temperatura de operação das células fotovoltaicas, mostrando
que a tecnologia PVT é promissora para a melhora do
rendimento elétrico de sistemas fotovoltaicos.
REFERÊNCIAS
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Janeiro: CEPEL/Eletrobras, 2013. 69 slides. Disponível em: <http://www.cresesb.cepel.br/download/casasolar/casasolar2013.pdf>. Acesso em 06 jun. 2018.
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[6] M. A. S. Valente, “Caracterização Automática de um Painel Fotovoltaico”. 2011. 82 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Eletrotécnica e Computadores, Departamento de Engenharia Eletrotécnica, Universidade Nova de Lisboa, Lisboa, 2011.
[7] R. E. A. Beltrão, “Efeito da Temperatura na Geração de Energia de Módulos Fotovoltaicos Submetidos a Condições Climáticas Distintas: Estudo de Caso para as Localidades de Recife e Araripina”. 2008. 171 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Tecnologias Energéticas e Nucleares, Departamento de Energia Nuclear, Universidade Federal de Pernambuco, Recife, 2008.
[8] Alternative Energy Tutorials. “Solar Cell I-V Characteristic and the Solar Cell I-V Curve”. Disponível em: <http://www.alternative-energy-tutorials.com/energy-articles/solar-cell-i-v-characteristic.html>. Acesso em: 12 jul. 2018.
[9] F. F. Leva et al, “Modelo de um projeto de um sistema fotovoltaico”. In: Congresso Sobre Geração Distribuída e Energia no Meio Rural, 5., 2004, Uberlândia. Campinas: UNICAMP, 2004. Disponível em: <http://www.proceedings.scielo.br/scielo.php?pid=MSC0000000022004000200020&script=sci_arttext>. Acesso em: 12 jul 2018.
[10] I. P. Ribeiro, F. F. S. Matos e A. R. Alexandria, “Avaliação Computacional da Influência da Temperatura na Potência de um Painel Fotovoltaico”. Conexões - Ciência e Tecnologia, [s.l.], v. 10, n. 5, 15 dez. 2016.
[11] A. R. Gxasheka, E. E. Van Dyk e E. L. Meyer, “Evaluation of performance parameters of PV modules deployed outdoors”. Renewable Energy, [s.l.], v. 30, n. 4, p.611-620, abr. 2005.
[12] E. Gnoatto et al, “Determinação da curva característica de um painel fotovoltaico em condições reais de trabalho”. SIGCOMM Comput. Commun. Rev., Maringá-PR, p. 191–196, 2005.
[13] J. S. R. Michels, “Influência de fatores ambientais sobre o desempenho de um sistema de bombeamento fotovoltaico: um estudo de caso”. Revista Agroambiental, v. 3, n. 3, p. 51–55, 2011.
[14] R. L. M. R. P. Marques, “Avaliação da viabilidade de coletores híbridos fotovoltaicos e térmicos para aplicação ao aquecimento de águas e micro-geração de eletricidade”. 2008. 111p. Dissertação (Mestrado Integrado em Engenharia Mecânica) – Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto, Porto, 2008. Disponível em: <http://paginas.fe.up.pt/~em00099/ralatorio.pdf>. Acesso em: 15 jul. 2018.
[15] S. A. O. Silva, “Análise das Variáveis Metereológicas no Município de Mossoró-Rn (1970-2013)”. 2014. 46 f. Monografia (Especialização) - Curso de Engenharia Agrônoma, Universidade Federal Rural do Semi-Árido, Mossoró, 2014.
[16] I. D. M. C. Lima, “Estudo da Viabilidade Econômica da Implantação de um Sistema Fotovoltaico Conectado À Rede para Irrigação”. 2017. 48 f. TCC (Graduação) - Curso de Bacharelado em Ciência e Tecnologia, Universidade Federal Rural do Semi-Árido, Mossoró, 2017.
[17] Q CELLS. “Full-square monocrystalline solar cell: Q6LMXP3-G3”. Bitterfeld-Wolfen: Hanwha Q Cells, 2013. 2 p. (Data sheet Q6LMXP3-G3). Disponível em: <https://q-cells.nl/uploads/tx_abdownloads/files/Hanwha_Q_CELLS_Data_sheet_Q6LMXP3-G3_2013-04_Rev01_EN_01.pdf>. Acesso em: 05 ago. 2018.
13
[18] M. I. da S. Guerra, “Análise do Desempenho Elétrico de um Gerador Fotovoltaico com o Auxílio da Tecnologia PVT”. 2016. 141 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Elétrica, Universidade Federal da Paraíba, João Pessoa, 2016.
[19] M. G. Villalva e J. R. Gazoli, “Energia solar fotovoltaica: conceitos e aplicações”. 1. ed. São Paulo: Érica, 2012.
