AULA 16 - Eletricidade Básica - FIC

CAPÍTULO 4 – COMPONENTES BÁSICOS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Um sistema fotovoltaico é constituído por um bloco gerador, um bloco de condicionamento de potência e, opcionalmente, um bloco de armazenamento. O bloco gerador contém os arranjos fotovoltaicos, constituídos por módulos fotovoltaicos em diferentes associações, o cabeamento elétrico que os interliga e a estrutura de suporte. O bloco de condicionamento de potência pode ter conversores c.c.-c.c., seguidor de ponto de potência máxima (SPPM1 ), inversores, controladores de carga (se houver armazenamento) e outros dispositivos de proteção, supervisão e controle. Finalmente, o bloco de armazenamento é constituído por acumuladores elétricos (baterias) e/ou outras formas de armazenamento. O presente Capítulo apresenta características dos componentes de sistemas fotovoltaicos utilizados em diferentes aplicações, que são abordadas no Capítulo 5. 4.1 – Módulos Fotovoltaicos Um módulo fotovoltaico é composto por células fotovoltaicas conectadas em arranjos para produzir tensão e corrente suficientes para a utilização prática da energia, ao mesmo tempo em que promove a proteção das células. No Capítulo 3 são descritas as principais células fotovoltaicas conhecidas, que têm, individualmente, uma tensão muito baixa, sendo da ordem de 0,5 a 0,8V, para as células de Silício. Assim, para se obterem níveis de tensão adequados, as células são conectadas em série, produzindo uma tensão resultante equivalente à soma das tensões individuais de cada célula. Ao mesmo tempo, as células são muito frágeis e seu encapsulamento em placas rígidas ou flexíveis traz uma importante proteção mecânica e contra as intempéries. O número de células conectadas em um módulo e seu arranjo, que pode ser série e/ou paralelo, depende da tensão de utilização e da corrente elétrica desejadas. É importante ter cuidado com a seleção das células a serem reunidas no momento da fabricação do módulo, devido a suas características elétricas.A incompatibilidade destas características leva a módulos de baixa qualidade, devido ao efeito de mismatch (descasamento), pelo qual as células de menor fotocorrente limitam o desempenho do conjunto e, em consequência, a eficiência global do módulo fotovoltaico é reduzida. 4.1.1 – Características construtivas dos módulos fotovoltaicos O módulo fotovoltaico é o componente unitário do gerador e, dependendo da associação e das características das células, pode ter diferentes valores para tensão e corrente nominal. Módulos com tensão nominal de 12 V, com 36 células em série, são utilizados para carregar baterias e podem ser associados em série para sistemas de 24 V ou 48 V em corrente contínua. Para outras aplicações, é

1

Equivalente em inglês a MPPT, maximum power point tracking.

144 comum encontrar módulos com tensões nominais diferentes, com maior ocorrência entre 30 V e 120 V. Para carregar plenamente baterias de chumbo-ácido de 12 V é necessária uma tensão mínima da ordem de 14 V, e os módulos fotovoltaicos devem produzir aproximadamente 16 V, devido ao efeito da temperatura e às perdas que ocorrem nos cabos e nas proteções. Desta forma, um módulo de silício cristalino típico para esta finalidade tem 36 células conectadas em série, apresentando um valor aproximado de 18 V como tensão de máxima potência e 21 V como tensão de circuito aberto nas condições-padrão de ensaio (STC). Módulos de outras tecnologias necessitam de diferentes quantidades de células conectadas em série para alcançar estas mesmas tensões. Para sistemas conectados à rede ou arranjos utilizados em sistemas de bombeamento de água, os níveis de tensão necessários são muito variáveis e muitas vezes exigem a associação de vários módulos em série, sendo por isto comum encontrar módulos com tensões nominais bastante diversificadas. Atualmente, com a queda de preços dos módulos para conexão à rede (60 células em série ou mais), pode ser mais atrativo economicamente o uso desses módulos em conjunto com controlador de carga com SPPM para implementar sistemas fotovoltaicos com armazenamento em baterias (SFIs). Existem módulos rígidos e flexíveis, dependendo do tipo de célula fotovoltaica utilizada. Os módulos rígidos geralmente utilizam como base mecânica uma ou mais lâminas de vidro temperado, com baixo teor de ferro, para melhorar sua transmitância à radiação solar. Podem ainda ser emoldurados com perfis de alumínio, para facilitar sua instalação em um painel, ou sem moldura, para sua utilização como parte de uma construção ou como revestimento. Como mostrado no Capítulo 3, no caso de células de c-Si, depois de providenciadas suas conexões elétricas, a fixação ao vidro normalmente ocorre através de uma laminação com polímeros que são fundidos para preencher o espaço que acomoda as células entre uma lâmina posterior (em geral de Tedlar®) e o vidro na face frontal. Células de filmes finos são depositadas diretamente sobre o vidro, ou outro substrato, ocorrendo a fabricação das células e dos módulos em uma única etapa. Os módulos flexíveis também são fabricados por deposição de filmes finos, mas utilizando um material flexível como substrato, geralmente um polímero ou uma lâmina metálica. Atualmente, os módulos fotovoltaicos são produzidos em fábricas automatizadas com mínima interferência humana. A produção em série de módulos fotovoltaicos em grande quantidade tem permitido uma significativa redução nos preços e assegurado a manutenção de produtos de alta qualidade. 145 4.1.2 – Características elétricas dos módulos Um módulo é geralmente identificado pela sua potência elétrica de pico (Wp), mas um conjunto de características compatíveis com a aplicação específica deve ser observado. A definição da potência de pico de um módulo fotovoltaico é feita nas condições-padrão de ensaio (STC, do inglês Standard Test Conditions), considerando irradiância solar de 1.000 W/m2

sob uma distribuição espectral padrão

para AM 1,5 e temperatura de célula de 25 °C. Antes de citar as grandezas elétricas utilizadas para caracterizar um módulo, deve-se observar que a maioria destas características depende das condições de temperatura e de irradiância solar em que as mesmas foram determinadas. Quando um módulo está posicionado na direção do Sol, uma tensão pode ser medida entre os terminais positivo e negativo usando um voltímetro. A tensão observada em um módulo desconectado é a tensão de circuito aberto (Voc). Por outro lado, ao conectar os terminais desse módulo a um amperímetro mede-se sua corrente de curto-circuito (Isc). Entretanto, estes dados são pouco informativos sobre a potência real do módulo. Um dos ensaios mais completos para determinar as características elétricas de um módulo fotovoltaico é o traçado de sua curva característica I-V. O módulo é submetido às condições-padrão de ensaio e uma fonte de tensão variável realiza uma varredura entre uma tensão negativa de poucos volts (em relação aos terminais do módulo) até ultrapassar a tensão de circuito aberto do módulo (quando sua corrente fica negativa). Durante esta varredura são registrados pares de dados de tensão e corrente, permitindo o traçado de uma curva característica como a apresentada na Figura 4.1. 146 Figura 4.1–Curva característica I-V e curva de potência P-V para um módulo com potência nominal de 100Wp. Para cada ponto na curva I-V, o produto corrente-tensão representa a potência gerada para aquela condição de operação. A Figura 4.1 mostra também, além da curva I-V, uma curva de potência em função da tensão, chamada de curva P-V, que identifica o ponto com o máximo valor de potência. A este ponto na curva de potência corresponde um ponto na curva de corrente, com valores de tensão e corrente específicos, que são denominadas, respectivamente, de tensão e corrente de máxima potência (VMP,IMP). Este ponto é conhecido como o ponto de máxima potência PMP. O ponto de máxima potência corresponde, então, ao produto da tensão de máxima potência (VMP) e corrente de máxima potência (IMP). Os valores PMP, VMP, IMP, Voc e Isc são os cinco parâmetros que especificam o módulo sob dadas condições de radiação, temperatura de operação de célula e massa de ar. De forma similar ao mostrado para a célula fotovoltaica, o fator de forma (FF) do módulo é a grandeza que expressa quanto a sua curva característica se aproxima de um retângulo no diagrama I-V. Quanto melhor a qualidade das células no módulo, mais próxima da forma retangular será sua curva IV. A definição do FF é apresentada na Figura 4.2. A área hachurada simples corresponde ao produto Voc x Isc, valor sempre acima da potência que o módulo pode alcançar. A área duplamente hachurada representa o produto VMP x IMP, ou seja PMP, a potência máxima do módulo. Como mostrado no Capítulo 3, a relação entre as áreas é o valor de FF. 147 Figura 4.2 – Definição do fator de forma. Da mesma forma que para as células fotovoltaicas, a eficiência (η) dos módulos é obtida através da relação entre a potência elétrica máxima gerada e a irradiância solar. Quando este número é determinado nas condições-padrão de ensaio, a irradiância é de G = 1.000 W/m2

e a potência luminosa

incidente no módulo pode ser calculada multiplicando-se este valor pela área do módulo (AM). A Equação 4.1 apresenta o cálculo da eficiência do módulo, que é idêntica à Equação 3.10 para a célula. No caso do módulo, entretanto, pelas normas técnicas a área inclui a moldura metálica e qualquer parte construtiva do módulo.

(4.1) 4.1.3 – Fatores que afetam as características elétricas dos módulos De maneira semelhante ao que ocorre com as células fotovoltaicas, o desempenho dos módulos fotovoltaicos é fundamentalmente influenciado pela irradiância solar e pela temperatura das células. 4.1.3.1 – Efeito da irradiância solar A corrente elétrica gerada pelo módulo aumenta com o aumento da irradiância solar. A corrente de curto-circuito tem um aumento linear com a irradiância, como mostra a Figura 4.3. 148 Figura 4.3 – Efeito causado pela variação da irradiância solar sobre a curva característica I-V para um módulo fotovoltaico de 36 células de silício cristalino (c-Si) a 25°C. 4.1.3.2 – Efeito da temperatura A incidência de radiação solar e a variação da temperatura ambiente implicam em uma variação de temperatura nas células que compõem os módulos. A Figura 4.4 mostra curvas I-V para diversas temperaturas de célula, deixando evidente que há uma queda de tensão importante com o aumento da temperatura da célula. A corrente sofre uma elevação muito pequena que não compensa a perda causada pela diminuição da tensão. Para representar o efeito da temperatura nas características dos módulos utilizam-se os coeficientes de temperatura definidos na sequência. 0 5 10 15 20 25 Tensão (V) 0 2 4 6 8 Corrente (A) G = 1.000 W/m² G = 800 W/m² G = 600 W/m² G = 400 W/m² G = 200 W/m² 149 Figura 4.4 – Efeito causado pela variação da temperatura das células sobre a curva característica I-V para um módulo fotovoltaico de 36 células de silício cristalino (c-Si) sob irradiância de 1.000 W/m2 . Coeficiente () de variação da tensão de circuito aberto (Voc) com a temperatura: 

(4.2a)

Onde VOC é a variação da tensão de circuito aberto para uma variação de temperatura de célula T. O cálculo do Voc em determinada temperatura, com o uso do coeficiente β é feito por meio da equação abaixo (os demais coeficientes – α e γ - são usados de forma análoga).

(4.2b)

Este coeficiente  é negativo e, para os módulos c-Si, um valor típico é de -2,3 mV/célula.°C ou -0,37%/°C, enquanto que para os de a-Si é de -2,8 mV/célula.°C ou -0,32%/°C2 . Alguns fabricantes também informam o coeficiente de temperatura específico para a VMP, que pode ser denominado βVMP, e que é geralmente maior do que o β para o Voc. Coeficiente () de variação da corrente de curto-circuito com a temperatura: 

(4.3)

2

Os valores reais dos coeficientes de temperatura devem ser obtidos junto ao fabricante no módulo. Os módulos de a-Si de

diferentes fabricantes apresentam variações significativas nos coeficientes de temperatura. 0 10 20 30 Tensão (V) 0 2 4 6 8 Corrente (A) 25°C 35°C 45°C 55°C 65°C 75°C 150 onde ISC é a variação da corrente de curto-circuito (Isc) para uma variação de temperatura de célula T, sendo, este coeficiente aplicado a uma equação idêntica à 4.2b. Este coeficiente  é positivo, e um valor típico para o c-Si é de +0,004 mA/cm2 .°C ou +0,01%/°C, e para o a-Si pode atingir +0,013 mA/cm2 .°C ou +0,1%/°C. Coeficiente () de variação da potência máxima (potência de pico) do módulo com a temperatura: 

(4.4) Onde PMP é a variação da potência máxima do módulo para uma variação de temperatura de célula T, também usado em uma equação idêntica à 4.2b. Este coeficiente  é negativo e os valores típicos são de -0,5%/°C para módulos de c-Si e -0,3%/°C para módulos de a-Si. A definição do ponto de máxima potência PMP permite escrever a expressão abaixo, que visa obter sua variação com a temperatura, a partir das variações de IMP e VMP. Para isso, considera-se que o coeficiente de temperatura (α) para a Isc e para a IMP são idênticos, e que o coeficiente de temperatura da VMP é βVMP. Os coeficientes devem estar expressos em porcentagem.

Desenvolvendo a expressão, e desprezando o termo de segunda ordem, obtém-se:

Assim, pode-se então escrever a Equação 4.53 , que relaciona de forma aproximada os coeficientes de temperatura da célula fotovoltaica, e que permite, caso este não seja fornecido pelo fabricante, obter o coeficiente βVMP a partir dos que são geralmente fornecidos, que são α e γ.

(4.5)

Alguns autores aproximam o βVMP diretamente pelo γ, uma vez que α é muito menor do que os demais. Os valores desses coeficientes variam em função da tecnologia da célula. É comum encontrar referência sobre os coeficientes de temperatura nas folhas de dados técnicos fornecidas pelos fabricantes dos módulos. Quanto menores os coeficientes β e γ, menor é a perda de potência do módulo devida à temperatura.

3

Na Equação 4.5, deve-se levar em conta os sinais dos coeficientes: α é positivo, enquanto que βVMP e γ são negativos.

151 Os módulos de a-Si apresentam uma menor influência da temperatura na potência de pico, embora também sofram redução no seu desempenho. Além disso, módulos de a-Si de diferentes fabricantes apresentam diferenças significativas nos coeficientes de temperatura. Para um cálculo simplificado da temperatura de operação de um módulo fotovoltaico em determinadas condições ambientais pode-se utilizar a seguinte Equação 4.6. Tmod = Tamb + Kt x G (4.6) Onde: Tmod (°C) – temperatura do módulo; Tamb (°C) – temperatura ambiente; G (W/m2 ) – irradiância incidente sobre o módulo; Kt(°C/W.m-2) – coeficiente térmico para o módulo, podendo ser adotado o valor padrão de 0,03, se não for conhecido. Supondo-se, a título de exemplo numérico, um módulo de c-Si sob uma temperatura ambiente de 30°C e sob uma irradiância de 1000 W/m2 , teríamos, pela Eq. 4.5, uma temperatura de operação de 60°C. Supondo que se trate de um módulo de c-Si com PMP-stc de 250 Wp e que seu coeficiente  seja de-0,5%/°C, ele teria então uma potência de pico de ~206Wp nestas condições, o que corresponde a uma perda de cerca de 17,5%. Supondo ainda uma Isc-stc de 8,79 A e um coeficiente α de 0,06%/°C, teríamos uma Isc de 8,88 A. Considerando também uma Voc-stc de 38,4 V (60 células) e um coeficiente β de -0,33%/C, o Voc seria então de 33,9 V. 4.1.3.3 – Temperatura nominal de operação Uma vez que as condições-padrão de ensaio (STC) não representam, na maioria dos casos, condições operacionais reais, as normas definem uma temperatura nominal para a operação das células nos módulos, na qual as características elétricas podem se aproximar mais das características efetivas verificadas em campo. Cada módulo tem uma temperatura nominal para suas células, que é obtida quando o módulo é exposto em circuito aberto a uma irradiância de 800 W/m2

em um ambiente com

temperatura do ar a 20°C e sofrendo ação de vento incidindo com velocidade de 1 m/s. Esta temperatura também é muitas vezes encontrada nas folhas de dados técnicos dos módulos, normalmente identificada pela sigla NOCT (Nominal Operating Cell Temperature) e geralmente está entre 40 e 50°C. A NOCT está ligada às propriedades térmicas e ópticas nos materiais empregados na construção do módulo. Supondo módulos de mesmos coeficientes de temperatura (α, β e γ), aquele que tiver a menor NOCT terá o melhor desempenho em campo, pois terá menos perdas relacionadas à temperatura. 152 A partir da NOCT informada pelo fabricante, pode-se calcular, com auxílio da Equação 4.7, o coeficiente Kt do módulo, usado na Equação 4.6.

(4.7)

Onde: Kt(°C/W.m-2) – coeficiente térmico para o módulo; NOCT(°C) – Nominal Operating Cell Temperature do módulo; 20(°C) – temperatura ambiente definida para medida da NOCT; 800 (W/m2 ) – irradiância definida para a medida da NOCT; 4.1.4 – Identificação das características elétricas dos módulos Algumas informações essenciais normalmente constam da etiqueta afixada em cada módulo, conforme mostrado na Tabela 4.1. Informações técnicas adicionais são encontradas nas folhas de dados ou catálogos técnicos dos módulos, como as que constam da Tabela 4.2. Os módulos comercializados no Brasil devem apresentar a etiqueta do Inmetro afixada na sua superfície posterior, como a da Figura 4.5. Tabela 4.1 – Dados técnicos que constam na etiqueta do módulo. Informação Significado ou importância da informação Nome do fabricante Identificação do responsável pela qualidade do módulo Identificação do modelo Pelo modelo pode-se identificar a folha de dados técnicos com informações sobre tecnologia, potência e tolerância Número de série O número de série é obrigatório para registro, qualificação, rastreabilidade e garantia do produto Tensão máxima do sistema Indica o maior valor de tensão de circuito aberto de um arranjo onde o módulo pode ser instalado Tensão de circuito aberto (VOC) Multiplicando-se VOC de cada módulo pelo número de módulos em série em um arranjo, obtém-se VOC do arranjo (ver item 4.1.2) Corrente de curto-circuito (ISC) Multiplicando-se ISC de cada módulo pelo número de módulos em paralelo em um arranjo, obtém-se ISC do arranjo (ver item 4.1.2) Tensão de máxima potência (VMP) Multiplicando-se VMP de cada módulo pelo número de módulos em série em um arranjo, obtém-se VMP nominal do arranjo (ver item 4.1.2) Corrente de máxima potência (IMP) Multiplicando-se IMP de cada módulo pelo número de módulos em paralelo em um arranjo, obtém-se IMP nominal do arranjo (ver item 4.1.2) Potência nas condiçõespadrão de ensaio (STC) Potência máxima nominal do módulo nas condições de irradiância de 1.000 W/m2 , espectro AM 1,5 e temperatura de célula de 25°C Temperatura nominal da célula nas condições de operação (NOCT) Temperatura das células do módulo nas condições de irradiância de 800 W/m², temperatura ambiente de 20°C e velocidade de vento de 1 m/s 153 Tabela 4.2 – Dados técnicos adicionais que podem constar na folha de dados do módulo. Informação Significado ou importância da informação Potência nas condições de operação (PMP) Potência máxima do módulo nas condições de irradiância de 800 W/m², e temperatura de célula NOCT Tensão de máxima potência nas condições de operação (VMP) Tensão do ponto de máxima potência do módulo, medida com o módulo sob irradiância de 800 W/m2 e temperatura NOCT Corrente de máxima potência nas condições de operação (IMP) Corrente no ponto de máxima potência do módulo, medida com o módulo sob irradiância de 800 W/m2 e temperatura NOCT Coeficiente de temperatura para tensão Coeficiente de variação da tensão de circuito aberto com a temperatura (), em volts por grau Celsius Coeficiente de temperatura para corrente Coeficiente de variação da corrente de curto-circuito com a temperatura (), em amperes por grau Celsius Coeficiente de temperatura para potência Coeficiente de variação da potência máxima do módulo com a temperatura (), em watts por grau Celsius Dimensões externas Dimensões de largura, comprimento e espessura do módulo, incluindo a moldura Número de células Número de células associadas no módulo Tecnologia das células Tipo de célula fotovoltaica e materiais envolvidos Desenho indicando furações Desenho com localização das perfurações da moldura, para instalação dos módulos em painéis 4.1.4.1 – Registro Inmetro Os módulos comercializados no Brasil devem ser ensaiados de acordo com o RAC do Inmetro (INMETRO, 2011) e apresentar o respectivo registro (pode ser consultado na página do Inmetro na internet – www.inmetro.gov.br) e a etiqueta afixada na sua superfície posterior, como a da Figura 4.5. Figura 4.5 – Modelo de etiqueta do Inmetro afixada nos módulos; os dados indicados pelas setas são informados para cada modelo de módulo, depois dos ensaios realizados por laboratório credenciado. Adaptado de (INMETRO, 2011). 154 A classificação das categorias de eficiência energética (A a E) é feita pelo Inmetro de acordo com as faixas de eficiência do módulo, medida nas condições-padrão de teste, mostradas na Tabela 4.3. Tabela 4.3 – Classes de eficiência de módulos fotovoltaicos no Brasil (INMETRO, 2011) Classe Faixa A Maior que 13,5% B Maior que 13% a 13,5% C Maior que 12% a 13% D Maior que 11% a 12% E Menor ou igual a 11% É importante lembrar que a eficiência do módulo normalmente não é considerada um fator importante no projeto de sistemas fotovoltaicos, exceto em casos nos quais a existe uma limitação da área disponível para instalação do painel fotovoltaico. 4.1.5 – Caixa de conexões Na parte posterior dos módulos normalmente há uma caixa de conexões, onde são abrigados os diodos de desvio (by-pass), apresentados posteriormente no item 4.2.4, e as conexões dos conjuntos de células em série. A Figura 4.6 mostra um exemplo do interior de uma caixa de conexões de um módulo de 60 células e um diagrama mostrando a posição dos diodos de desvio. Neste módulo, cada diodo de desvio está conectado a 20 células em série. Alguns módulos não têm caixa de conexões ou ela não é acessível, saindo os cabos diretamente do módulo laminado ou de uma caixa lacrada. Figura 4.6 – Caixa de conexões (esquerda) e diagrama de ligações (direita) de um módulo de 240 Wp, com 60 células em série (20 para cada diodo), onde VOC = 36,9 V. 155 4.1.6 – Terminais Os cabos terminais dos módulos fotovoltaicos devem ter isolamento adequado para a máxima tensão do sistema e ser capazes de suportaras intempéries. Módulos modernos, desenvolvidos para aplicações conectadas à rede, são fornecidos com cabos pré-instalados, com comprimento suficiente para a sua conexão série com outro módulo igual em um arranjo fotovoltaico. Geralmente os cabos são providos de um sistema de engate rápido, para facilitar a tarefa de instalação e garantir a boa qualidade da conexão. A Figura 4.7 mostra um exemplo de conectores de engate rápido. Esses conectores devem possuir grau de proteção4

IP 67 ou superior e não devem ser

posicionados em canaletas ou dutos que possam acumular água. Os cabos não devem ficar soltos e sujeitos à ação do vento, e sim presos à estrutura do painel fotovoltaico por meio de abraçadeiras apropriadas. Figura 4.7 – Conectores de engate rápido MC4 para conexão série de módulos fotovoltaicos. 4.1.7 – Módulos fotovoltaicos com microinversores integrados O módulo fotovoltaico c.a. é constituído por um conjunto integrado módulo/inversor, cujos terminais de interface são unicamente c.a., sem acesso ao lado c.c. Podem ser conectados em paralelo para aumento da potência e são direcionados a instalações de pequeno porte (mini e microgeração distribuída). Normalmente os módulos c.a. são mais caros que os convencionais. No final de 2013, o custo do módulo c.a. era US$ 0,40/Wp superior ao do módulo convencional, mas em compensação o custo comercial do sistema como um todo era reduzido em US$ 0,20/Wp. No Brasil, porém, este tipo de tecnologia ainda encontra utilização incipiente, e as normas técnicas nacionais não se aplicam a este tipo de equipamento.

4Grau de proteção apresentado na norma NBR IEC 60529:"Graus de proteção para invólucros de equipamentos elétricos (códigos IP). 156 4.2 – Associação de Módulos Fotovoltaicos Os módulos podem ser conectados em ligações série e/ou paralelo, dependendo da corrente e tensão desejadas, para formar painéis fotovoltaicos com potência mais elevada. Ao definir como serão associados os módulos, é necessário ter informações de como deverá ser a instalação e quais componentes serão utilizados, pois as tensões e correntes resultantes devem ter plena compatibilidade com esses componentes. 4.2.1 – Módulos fotovoltaicos conectados em série A conexão em série é feita do terminal positivo de um módulo ao terminal negativo de outro, e assim por diante. As caixas de conexões na sua face posterior ou cabos pré-instalados facilitam esta conexão. Deve-se utilizar cabos e conexões específicos para uso em sistemas fotovoltaicos, que são protegidos contra os efeitos da radiação e das intempéries. De maneira análoga à conexão das células fotovoltaicas, quando a ligação dos módulos é série, as tensões são somadas e a corrente (para módulos iguais) não é afetada, ou seja:

(4.8)

(4.9) O efeito da conexão em série de módulos idênticos está ilustrado na Figura 4.8, através da curva característica I-V. Neste exemplo, cada módulo de 220 Wp tem ISC= 6,9A e VOC= 43,4 V. O conjunto resultante de 4 módulos em série tem potência de 880 Wp, ISC= 6,9 A e VOC = 173,6 V. Figura 4.8–Curvas I-V para um módulo de 220 Wp, 2 módulos idênticos associados em série e 4 módulos idênticos associados em série. 157 Uma vez realizada a conexão série, as correntes que fluem por cada módulo são sempre iguais entre si, mas para que a corrente não seja afetada em relação à corrente de um módulo individual, consideram-se módulos idênticos sob as mesmas condições de radiação e temperatura. Caso haja uma dispersão de características elétricas ou um sombreamento parcial, a corrente do conjunto conectado em série é limitada pelo módulo com a menor corrente individual. 4.2.2 – Módulos fotovoltaicos conectados em paralelo A conexão em paralelo é feita unindo-se os terminais positivos de todos os módulos entre si e procedendo-se da mesma forma com os terminais negativos. Esta conexão resulta na soma das correntes sem alteração da tensão, ou seja:

(4.10)

(4.11) A Figura 4.9 ilustra o efeito da soma das correntes em módulos idênticos conectados em paralelo, através da curva característica I-V. No exemplo, cada módulo de 220 Wp tem ISC= 6,9A e VOC = 43,4 V. O conjunto resultante de 4 módulos em paralelo tem potência de 880 Wp, ISC= 27,6 A e VOC = 43,4 V. Figura 4.9–Curvas I-V para a conexão em paralelo dos mesmos módulos fotovoltaicos da Figura 4.8. 158 4.2.3 – Efeitos de sombreamento Como já mencionado anteriormente, os módulos de c-Si contêm células fotovoltaicas associadas em série. Quando uma ou mais destas células recebe menos radiação solar do que as outras da mesma associação, sua corrente vai limitar a corrente de todo o conjunto série. Esta redução de radiação incidente pode ocorrer por um sombreamento parcial do módulo, depósito de sujeira sobre o vidro, ou algo que tenha caído sobre o módulo, dentre outras possibilidades. O efeito de redução de corrente no conjunto de células do módulo acaba sendo propagado para todos os módulos conectados em série. Além da perda de potência no gerador fotovoltaico, há o risco de danos ao módulo parcialmente sombreado, uma vez que a potência elétrica gerada que não está sendo entregue ao consumo é dissipada no módulo afetado, às vezes sobre apenas uma de suas células. Neste caso pode ocorrer o fenômeno conhecido como “ponto quente” (por vezes referenciado no Brasil pelo termo inglês “hotspot”), que produz intenso calor sobre a célula afetada, com ruptura do vidro e fusão de polímeros e metais. A Figura 4.10 mostra o efeito do sombreamento sobre apenas uma das células de um dos 4 módulos conectados em série referidos na Figura 4.8. Ao cobrir a metade de uma das células, a corrente daquele módulo é reduzida pela metade. Como consequência, a corrente de todos os módulos no conjunto em série também é reduzida. Figura 4.10 – Curva I-V para 4 módulos conectados em série e sem sombreamento (linha contínua); curva I-V para os mesmos 4 módulos na situação de sombreamento de uma de suas células, que passa a receber 50 % da irradiância original (linha tracejada); curva I-V com o mesmo sombreamento, mas com a utilização de diodos de desvio (curvas com linha contínua e pontos). Deve-se aqui ressaltar que os módulos de filmes finos normalmente tem melhor desempenho na presença de sombreamento do que os de c-Si, sofrendo menores reduções em seu rendimento. 159 4.2.4 – Diodo de desvio (by-pass) Para evitar a ocorrência de “pontos quentes”, os módulos são normalmente protegidos com diodos de desvio5

(by-pass), que oferecem um caminho alternativo para a corrente e, assim, limitam a

dissipação de potência no conjunto de células sombreadas. Isso reduz simultaneamente a perda de energia e o risco de dano irreversível das células afetadas, o que inutilizaria o módulo. A Figura 4.10 mostra o efeito do diodo de desvio minimizando o efeito do sombreamento. Os diodos de desvio são geralmente inseridos nas caixas de conexões dos módulos e conectados em antiparalelo6

com um conjunto de células em série, entre 15 e 30 células para cada diodo. O diodo

de desvio deve suportar, em operação permanente, a mesma corrente das células. A proteção ocorre porque, com o diodo de desvio, a máxima potência dissipada sobre uma das células seria a potência do conjunto que o diodo envolve. O diagrama apresentado na Figura 4.11 mostra como são conectados estes diodos em um módulo com 36 células em série e um diodo de desvio a cada 18 células. Na figura, os círculos representam as células fotovoltaicas, apesar de estas serem mais comumente encontradas atualmente em formato quadrado. Figura 4.11 – Diagrama mostrando a ligação de diodos de desvio nos módulos fotovoltaicos. A Figura 4.12 auxilia na compreensão da operação de um diodo de desvio. Os módulos fotovoltaicos já incluem, na sua maioria, um ou mais diodos de desvio, evitando que o projetista tenha que considerá-los em seu sistema. Para identificar se um módulo FV possui ou não diodos de desvio, basta abrir a caixa de conexão do módulo e constatar visualmente sua presença tal como ilustra a Figura 4.6.

5 Esses diodos são algumas vezes também denominados “de derivação”, “de passagem”, ou “de passo”. 6

Em paralelo, com polaridade inversa.

160 Figura 4.12 - Operação de um diodo de desvio. 4.2.5 – Diodo de bloqueio O diodo de bloqueio é outro componente de proteção usado em conexões de módulos ou conjuntos série de módulos em paralelo, e tem a função de impedir o fluxo de corrente de um conjunto série com tensão maior para um com tensão menor. Em sistemas que utilizam armazenamento, o diodo de bloqueio também pode ser utilizado para impedir descargas noturnas das baterias, pois à noite os módulos podem conduzir uma corrente reversa, que, apesar de pequena, contribui para a descarga das baterias. A Figura 4.13(a) apresenta o diagrama de um arranjo com 7 módulos formando um conjunto série e 4 destes conjuntos conectados em paralelo. Para cada conjunto série instala-se um diodo de bloqueio. Cada diodo deve suportar pelo menos a corrente de curto-circuito produzida por um módulo e também suportar uma tensão reversa de pelo menos duas vezes a tensão de circuito aberto de todo o arranjo. A Figura 4.13(b) mostra a aplicação do diodo de bloqueio usado em um sistema com armazenamento. 161 (a) (b) Figura 4.13 – (a) Diagrama com 4 séries fotovoltaicas conectadas em paralelo usando diodos de bloqueio; (b) diodo de bloqueio evitando o fluxo de corrente da bateria para o módulo, quando o controlador não desempenha esta função. 4.2.6 – Fusíveis de proteção da série fotovoltaica O fusível fotovoltaico é um componente de proteção que tem a função de proteger a série fotovoltaica(em inglês, string) do fluxo de corrente reversa de um conjunto série com tensão maior para um com tensão menor. Deve ser dimensionado para correntes menores que a corrente reversa suportável pelo módulo. Controlador de Carga 162 Os fusíveis devem ser colocados na saída de cada série tanto no polo positivo quanto no polo negativo. O fusível deve ser para corrente contínua, de preferência do tipo gPV (conforme IEC 60269- 6), que é apropriado para operação em sistemas fotovoltaicos pois apresenta alta durabilidade. Ao longo dos anos, vem se observando que os diodos de bloqueio apresentam alto índice de falhas, prejudicando o desempenho do sistema. O fusível fotovoltaico é um componente de proteção que pode substituir o diodo de bloqueio. A Figura 4.14 apresenta o diagrama de um arranjo com 4 séries fotovoltaicas conectadas em paralelo. Para cada conjunto série instalam-se dois fusíveis fotovoltaicos, um em cada polaridade. Figura 4.14 – Diagrama com 4 séries fotovoltaicas que utilizam fusíveis fotovoltaicos de proteção. Fonte: (Catálogo da Cooper-Bussmann: Photovoltaic System Protection Application Guide) 4.3 – Baterias Em sistemas fotovoltaicos isolados da rede elétrica, o uso de dispositivos de armazenamento de energia faz-se necessário para atender a demanda em períodos nos quais a geração é nula ou insuficiente (à noite ou em dias chuvosos ou nublados, com baixos níveis de irradiância solar). Assim, parte da energia solar convertida em energia elétrica pelos módulos fotovoltaicos durante o dia é armazenada para ser usada em outros momentos para atender a demanda. Pode-se também utilizar baterias para sistemas fotovoltaicos conectados à rede para a operação ilhada do sistema de geração no caso de falta da energia da rede elétrica. Sistemas assim são encontrados na Europa e nos EUA. No Brasil, para o caso de micro e minigeração, regulamentado pela RN Aneel No

482/2012 (ANEEL, 212b) não há regulamentação prevendo este tipo de operação e as

distribuidoras de energia não o aceitam, exigindo, inclusive, proteção para desligamento da geração em casos de ilhamento. 163 Existem, em princípio, diversas formas de armazenamento de energia, tais como campo elétrico (supercapacitores), campo magnético (indutores com supercondutores, SMES - Superconducting Magnetic Energy Storage), energia mecânica (volantes de inércia - flywheels, ar comprimido, bombeamento de água), vetores energéticos (como o Hidrogênio) etc. Entretanto, a bateria eletroquímica ainda é o dispositivo mais utilizado em sistemas fotovoltaicos isolados, por ser uma forma conveniente e eficiente de armazenamento de energia elétrica. Uma bateria é um conjunto de células ou vasos eletroquímicos, conectados em série e/ou em paralelo, capazes de armazenar energia elétrica na forma de energia química por meio de um processo eletroquímico de oxidação e redução (redox) que ocorre em seu interior. Quando uma bateria carregada é conectada a uma carga elétrica, ocorre o processo reverso, ou seja, uma corrente contínua é produzida pela conversão de energia química em energia elétrica. As baterias podem ser classificadas, dependendo do tipo de célula que as compõe, em recarregáveis e não recarregáveis. Existem dois tipos básicos de células: primárias e secundárias. As células primárias compõem as baterias que podem ser utilizadas apenas uma vez (não recarregáveis). Quando as células primárias descarregam-se completamente, sua vida útil se encerra e elas devem ser descartadas. As baterias não recarregáveis são geralmente utilizadas como fontes de energia de baixa potência, em aplicações tais como relógios de pulso, calculadoras e muitos outros aparelhos portáteis. É possível encontrar baterias compostas por células primárias que admitem recargas leves, aumentando sua vida útil. As células secundárias compõem as baterias recarregáveis, ou seja, aquelas que podem ser carregadas com o auxílio de uma fonte de tensão ou corrente, e reutilizadas várias vezes. São comumente chamadas de “acumuladores” ou “baterias de armazenamento” e são úteis na maioria das aplicações por longos períodos, como por exemplo, em sistemas fotovoltaicos. Dos vários tipos de acumuladores eletroquímicos existentes, a bateria de Chumbo-ácido (Pbácido) ainda é a tecnologia mais empregada. Baterias com tecnologias mais modernas, tais como Níquel-Cádmio (NiCd), Níquel-hidreto metálico (NiMH), íon de Lítio (Li-ion), dentre outras, embora apresentando vantagens (maior eficiência, maior vida útil, maior profundidade de descarga), geralmente não são ainda economicamente viáveis na maioria dos sistemas fotovoltaicos. A Tabela 4.4 apresenta as principais características de alguns tipos de baterias recarregáveis disponíveis comercialmente. 164 Tabela 4.4 – Dados técnicos de catálogos de baterias recarregáveis disponíveis comercialmente. Os dados da tabela não correspondem necessariamente aos limites de cada tecnologia. Fonte:(LUQUE; HEGEDUS, 2011). Tecnologia Eletrólito Densidade Energética [Wh/kg] Densidade Energética [Wh/L] Eficiência

Wh

[%] Vida útil [anos] Vida cíclica [ciclos] Temperatura de operação Aplicações típicas Carga (exemplos) padrão [°C] Descarga [°C] Chumbo ácido7 (Pb-ácido) H2SO4 20–40 50–120 80–90 3–20 250–500 –10 a +40 –15 a +50 Uso estacionário, tração, automotiva Níquel-Cádmio (NiCd) KOH 30–50 100–150 60–70 3–25 300–700 –20 a +50 –45 a +50 Mesmo tipo de aplicações das baterias chumbo-ácido, ferramentas, veículos elétricos Níquel-hidreto metálico (NiMH) KOH 40–90 150–320 80–90 2–5 300–600 0 a +45 –20 a +60 Notebooks, celulares, câmeras fotográficas, veículos elétricos e híbridos, brinquedos Íon de Lítio (Li–ion, Li-polímero) Polímeros orgânicos 90–150 230–330 90–95 – 500–1000 0 a +40 –20 a +60 Notebooks, celulares, filmadoras, smart cards, veículos elétricos e híbridos Bateria alcalina recarregável de Manganês (RAM) 8 KOH 70–100 200–300 75–90 – 20–50 –10 a +60 –20 a +50 Produtos de consumo, brinquedos Cloreto de Níquel e Sódio (NaNiCl) ’’-Al2O3 ∼100 ∼150 80–90 – ∼1000 +270 a +300 +270 a +300 Veículos elétricos e híbridos (possíveis aplicações estacionárias)

7

Não incluídas as baterias de eletrodos positivos tubulares, descritas no item 4.3.3.4.

8

RAM – rechargeable alkaline manganese

165 4.3.1 – Terminologia A seguir é apresentada uma lista com os principais termos relativos a baterias. Autodescarga Em um processo espontâneo, todas as baterias descarregam-se gradualmente, através de processos químicos internos (perdas internas), quando não estão em uso. A este processo dá-se o nome de autodescarga. A taxa de autodescarga é normalmente especificada como uma percentagem da capacidade nominal que é perdida a cada mês. As baterias de Chumbo-ácido têm como característica uma alta taxa de autodescarga. Quando não estão sendo utilizadas, podem perder de 5 a 30 % por mês de sua capacidade, dependendo da temperatura e composição química de suas células. Comparativamente, a faixa média de autodescarga das baterias de Níquel-Cádmio é de 3 a 6 % ao mês. Bateria A palavra “bateria” refere-se a um grupo de células eletroquímicas conectadas eletricamente em série e/ou paralelo, para produzir tensão e/ou corrente mais elevadas do que a que pode ser obtida por uma única célula. Uma bateria pode também ser constituída por uma única célula, caso esta se constitua em um sistema de armazenamento eletroquímico completo. Assim, uma bateria é um dispositivo eletroquímico que converte energia química em energia elétrica e vice-versa. Capacidade Embora a capacidade de uma bateria seja normalmente definida como a quantidade de ampereshora (Ah) que pode ser retirada da mesma quando esta apresenta carga plena, a capacidade de uma bateria também pode ser expressa em termos de energia (watts-hora). Capacidade Nominal – é uma estimativa conservadora do fabricante, do número total de amperes-hora que pode ser retirado de uma célula ou bateria nova, para os valores especificados (de acordo com certos padrões ou normas, ou ainda do próprio fabricante) de corrente de descarga, temperatura e tensão de corte. Capacidade Instalada – é o total de amperes-hora que pode ser retirado de uma célula ou bateria nova, sob um conjunto específico de condições operacionais, incluindo a taxa de descarga, temperatura, e tensão de corte. 166 Capacidade Disponível – é o total de amperes-hora (Ah) que pode ser retirado de uma célula ou bateria, sob um conjunto específico de condições operacionais, incluindo a taxa de descarga, temperatura, estado inicial de carga, idade e tensão de corte. Capacidade de Energia – é o número total de watts-hora (Wh) que pode ser retirado de uma célula ou bateria totalmente carregada. Geralmente é obtido pelo produto da capacidade em Ah pela tensão nominal. Teoricamente, uma bateria de 200 Ah deve ser capaz de fornecer corrente de 200 A durante 1 hora, ou 50 A por 4 horas, ou 4 A por 50 horas, ou ainda, 1 A por 200 horas. Porém, um fator que influencia na capacidade da bateria é a velocidade de carga ou descarga. Quanto mais lento for o descarregamento, ligeiramente maior será a sua disponibilidade de carga. Os fabricantes normalmente fornecem a capacidade para cada regime de descarga (daí ser importante a especificação das condições de uso). Outro fator que influencia na capacidade é a temperatura de operação da bateria. As características das baterias normalmente são especificadas pelos fabricantes para uma temperatura de 25°C (embora possam ser encontrados valores mais comumente na faixa de 20 a 30°C, bem como outros, dependendo do tipo de bateria). Temperaturas mais baixas reduzem significativamente sua capacidade e temperaturas mais altas resultam em uma capacidade ligeiramente maior, acarretando, contudo, em aumento da perda de água do eletrólito e diminuição do número de ciclos durante a vida útil da bateria. Carga Conversão de energia elétrica em potencial eletroquímico, que ocorre no interior da célula, restaurando a energia química da mesma, mediante o fornecimento de uma corrente elétrica a partir de uma fonte externa. Célula Unidade eletroquímica básica de uma bateria, que possui uma tensão característica dependente dos materiais nela contidos. Uma célula é uma combinação de dois eletrodos (o anodo, sede da oxidação, e o catodo, sede da redução) e do eletrólito. A diferença em termos de energia livre entre o anodo e o catodo resulta no estabelecimento de uma diferença de potencial elétrico, a qual é a força motriz para as reações eletroquímicas que determinam o funcionamento da célula. Quando uma célula está descarregando, ocorrem reações químicas entre o material ativo de cada eletrodo e o eletrólito, que produzem eletricidade. Durante o processo de carga, a reação inversa ocorre, consumindo energia. 167 A polaridade dos eletrodos indica o sinal da carga que eles possuem. É essencial que os eletrodos positivo e negativo não se toquem. Caso isto ocorra, um curto-circuito será causado e a célula descarregará rapidamente, podendo até ser danificada. Quando todo o material ativo nos dois eletrodos é convertido, a célula está completamente descarregada.Durante o carregamento o processo é revertido; ocorre a conversão do material ativo para o estado inicial. Ciclo A sequência carga-descarga de uma bateria, até uma determinada profundidade de descarga, é chamada de ciclo. Densidade de energia Capacidade de energia nominal normalizada pelo volume (Wh/L) ou pela massa (Wh/kg) da célula ou bateria. Descarga Processo de retirada de corrente elétrica de uma célula ou bateria, mediante o acoplamento de uma carga, através da conversão da energia química, disponibilizada como potencial eletroquímico, em energia elétrica, no interior da célula. Quando a descarga ultrapassa 50 % da capacidade da bateria, ela é chamada de descarga profunda. Eficiência Relação entre a saída útil e a entrada. Existem duas formas de expressar a eficiência de uma bateria: Eficiência coulômbica ou de ampere-hora (Ah)9 – relação entre a quantidade de carga elétrica (Ah) retirada de uma célula ou bateria durante a descarga e a quantidade necessária para restaurar o estado de carga inicial. É calculada através da razão entre as integrais da corrente ao longo do tempo de descarga e de carga. A eficiência coulômbica é bastante afetada por reações eletroquímicas secundárias que podem ocorrer na célula ou bateria (e, portanto, depende do tipo de bateria e, de seus materiais constituintes), mas, sob condições adequadas de operação, para alguns tipos de baterias, esta é comumente elevada, sendo para uma bateria Chumbo-ácido tipicamente de 95%. A eficiência coulômbica também depende das taxas de carga/descarga e do estado de carga (quando a bateria está totalmente carregada, a eficiência coulômbica é de ~0 %, enquanto que quando está totalmente

9

Também chamada por alguns autores de eficiência farádica.

168 descarregada é de ~100 %). É importante alertar que alguns fabricantes se referem à eficiência coulômbica como sendo a eficiência da bateria, o que não é correto. Eficiência voltaica ou de tensão (V) – razão entre a tensão (ou potencial) média durante a descarga de uma célula ou bateria e da tensão média durante a carga necessária para restaurar a capacidade inicial. Quando se considera o valor médio de potencial para uma bateria formada por muitas células pode-se constatar considerável dispersão dos valores característicos das células unitárias. Além disso, como a tensão é dependente do estado de carga, a eficiência voltaica também é influenciada por esta condição, notadamente pelos efeitos de polarização que ocorrem nos eletrodos e pelas resistências ao transporte de elétrons e de íons. A eficiência voltaica é também influenciada pelas taxas (correntes) de carga/descarga. Considerando que uma bateria Chumbo-ácido monobloco de 12 V num sistema fotovoltaico é carregada numa tensão média de 13,8 V e descarregada numa tensão média de 12,5 V, tem-se uma eficiência voltaica de ~90,5%. Eficiência global ou de watt-hora (Wh) –Também conhecida como eficiência energética, pois é o produto das eficiências coulômbica e voltaica, sendo determinada pela razão entre a energia retirada da bateria durante o processo de descarga e a energia total característica do estado de carga inicial. Considerando os valores default acima apresentados para as eficiências coulômbica e voltaica, teríamos uma eficiência global de ~86% para uma bateria Chumbo-ácido. Eletrodo Os eletrodos são os componentes materiais de uma célula eletroquímica capazes de conduzir elétrons e podem ser constituídos por uma parte que fornece suporte estrutural para o material ativo e uma zona reacional rica no material eletroquimicamente ativo. Em uma célula eletroquímica existem dois eletrodos: o anodo, que é a sede da oxidação eletroquímica, funcionando como fonte dos elétrons, e o catodo, que é a sede da redução eletroquímica, funcionando como sorvedouro dos elétrons. Em se tratando de células secundárias (recarregáveis), durante o processo de descarga o anodo é o terminal negativo e o catodo é o terminal positivo, já durante o processo de carga ocorre o inverso, sendo o anodo o terminal positivo e o catodo o terminal negativo da célula. Eletrólito Meio material que proporciona o de transporte de íons entre os eletrodos anódico e catódico. Em algumas células, tais como as do tipo chumbo-ácido, o eletrólito pode também participar diretamente nas reações eletroquímicas de carga e descarga. 169 Equalização Processo em que se busca igualar o estado de carga das células que compõem uma bateria. Para as baterias de Chumbo-ácido este processo é dimensionado para levar todas as células a carga plena. Alguns tipos de baterias requerem uma descarga total durante o processo de equalização. Estado de carga Capacidade remanescente disponível em uma bateria ou célula em determinado momento, expressa como percentagem da capacidade nominal. Em inglês é denominada soc – state of charge. Por exemplo, se 25 Ah foram retirados de uma bateria de capacidade nominal de 100 Ah completamente carregada, o novo estado de carga é 75 %. É o valor complementar da profundidade de descarga.

Estado de carga de 100% indica bateria totalmente carregada enquanto que 0% indica totalmente descarregada. Estratificação Divisão do eletrólito em camadas de diferentes densidades, sendo mais denso no fundo do vaso e apresentando, como consequência, a redução da capacidade da bateria e a corrosão da parte inferior dos eletrodos (placas). Tal fenômeno é mais significativo em baterias Chumbo-ácido, mas as questões relacionadas à homogeneidade e à uniformidade dos eletrólitos e dos eletrodos condicionam fortemente o desempenho dos vários tipos de baterias. Este efeito obviamente se aplica às baterias estacionárias ou fotovoltaicas, pois nas baterias automotivas e tracionárias a movimentação promove a mistura do eletrólito eliminando naturalmente a estratificação. Flutuação Processo de carga que busca manter as baterias ou células com um estado de carga próximo à carga plena, evitando que as mesmas permaneçam por longos períodos com estado parcial de carga. Este processo é importante para baterias de chumbo-ácido, sendo dispensável para as de níquelcádmio. 170 Gaseificação10 Pode ocorrer em baterias de Chumbo-ácido, sendo também chamada de borbulhamento da bateria, correspondendo à geração de gás em um ou mais de seus eletrodos. A gaseificação ocorre em situação de carga para tensões acima da tensão de flutuação (e, portanto, também superiores a tensão nominal), caracterizando uma situação de sobrecarga, na qual toda a corrente elétrica passa a ser consumida no processo da eletrólise da água presente no eletrólito, o que resulta na formação de bolhas de Hidrogênio (H2) e de Oxigênio (O2). A persistência desse processo leva à perda de eletrólito e ao aumento da resistência interna da bateria, bem como ao incremento dos processos corrosivos que podem danificá-la irreversivelmente. Grade Estrutura condutora que suporta o material ativo de uma placa, mas que não participa quimicamente da reação de carga/descarga. Material ativo Constituinte de uma célula que participa diretamente da reação eletroquímica de carga e descarga. A capacidade de armazenamento de uma bateria é função da quantidade (massa) de material ativo que ela contém. Placa Montagem do material ativo e, em alguns casos, uma grade de suporte. As placas formam os eletrodos anódico e catódico de uma célula. Polarização Redução do valor do potencial de uma célula eletroquímica ou de seus eletrodos, a partir dos seus respectivos valores de equilíbrio, em função da passagem de corrente elétrica devido ao acoplamento de uma carga (impedância). Nos eletrodos, quando da conexão de cargas elétricas externas à célula, aparecem sobrepotenciais (ou sobretensões) – definido como a diferença entre o potencial real instantâneo de um eletrodo, numa certa circunstância, e o potencial de equilíbrio do eletrodo – que promovem a redução dos respectivos potenciais e estão associados a fenômenos reacionais e de transferência de massa. Em geral, em baixas densidades de corrente elétrica ocorre o predomínio da polarização por ativação devida à barreira de energia de ativação que limita o processo de transferência de elétrons no eletrodo, ao passo que em altas densidades de corrente é o processo difusivo de transporte de massa que se torna predominante, resultando na polarização por concentração. Além disso, sob diversas circunstâncias, pode haver um retardamento do processo

10 Também chamada de gaseio por alguns autores. 171 eletroquímico global como resultado das resistividades dos materiais constituintes dos eletrodos e do eletrólito, notadamente àquela relacionada à baixa concentração iônica do eletrólito, as quais resultam na polarização ôhmica. Profundidade de descarga A profundidade de descarga indica, em termos percentuais, quanto da capacidade nominal da bateria foi retirado a partir do estado de plena carga. Em inglês é denominada dod – depth of discharge. Por exemplo, a remoção de 25 Ah de uma bateria de capacidade nominal de 100 Ah resulta em uma profundidade de descarga de 25 %. É o valor complementar do estado de carga. Deve-se observar que, sob certas condições, tais como taxas de descarga inferiores à que foi utilizada para especificar a bateria, a profundidade de descarga pode exceder os 100 %. Segundo alguns fabricantes de baterias de níquel-cádmio, estas podem ser totalmente descarregadas e recarregadas sem sofrerem alteração no seu desempenho. Já as de chumbo-ácido possuem restrições quanto a descargas profundas. A profundidade de descarga da bateria chumboácido a ser considerada em um projeto depende do tipo construtivo da mesma. Baterias chamadas OPzS e OPzV11 aceitam até 80% de profundidade de descarga máxima enquanto baterias estacionárias comuns não devem passar de 50%. Quanto maior a profundidade de descarga, menor a quantidade de ciclos que a bateria chumbo-ácido vai apresentar em sua vida útil. Separador Material eletricamente isolante, microporoso e permeável ao fluxo de íons, usado para evitar o contato direto entre as placas que formam a célula. Sobrecarga Fornecimento de corrente elétrica a uma célula após a mesma ter atingido a carga plena. A sobrecarga não aumenta a disponibilidade de energia na célula ou bateria e pode resultar na gaseificação (borbulhamento) ou no sobreaquecimento da mesma, ambos possuindo reflexos negativos na vida útil do dispositivo. Em baterias com eletrólitos aquosos esta situação implica na perda de água. Sulfatação Formação e deposição de cristais de sulfato de Chumbo sobre as placas de uma bateria de Chumbo-ácido. Pode ser causada por se deixar este tipo de bateria descarregada por prolongados

11 As baterias OPzS e OPzV são baterias Chumbo-ácido projetadas para descarga profunda, que possuem placas positivas tubulares envelopadas por separadores porosos e seus elementos apresentam-se em capacidades que variam de 150 a 4.000Ah. As baterias OPzS apresentam eletrólito líquido, e por isso são contidas em vasos transparentes para acompanhamento do nível do eletrólito, necessitando de reposição periódica de água destilada. As baterias OPzV são reguladas a válvula, apresentam eletrólito imobilizado na forma de gel, não requerem manutenção e podem ser instaladas na posição horizontal. Ambas serão descritas posteriormente no item 4.3.3.4. 172 períodos de tempo ou por submetê-la a severos e repetidos processos de descarga, podendo resultar, por exemplo, no aumento da resistência interna da bateria. Taxa de carga Valor de corrente elétrica aplicado a uma célula ou bateria durante o processo de carga. Esta taxa é normalizada em relação à capacidade nominal da célula ou bateria. Por exemplo, uma bateria de 500 Ah de capacidade nominal, com um intervalo de carga de 10 horas a corrente constante, tem sua taxa de carga expressa da seguinte forma:

apacidade ominal
ntervalo de arga
Ah
h A taxa

Da mesma forma, podem ser expressas diferentes taxas, como C/100 (100 h), C/20 (20 h) etc. A capacidade de uma bateria varia de acordo com a taxa de carga/descarga, conforme mostrado na Figura 4.15, onde se pode observar que a capacidade de uma bateria Chumbo-ácido (ver item 4.3.3) aumenta de forma não linear quando a taxa se reduz (e o número de horas de descarga aumenta). A figura é referenciada à capacidade em C/20, a qual é normalmente usada para o projeto de sistemas fotovoltaicos. Figura 4.15 – Capacidade de uma bateria Chumbo-ácido em função da taxa de descarga, referenciada à capacidade em C/20 (capacidade @ C/20 = 1,0). As expressões abaixo são algumas vezes utilizadas para conversão das capacidades nas taxas C/100 e C/10 para a taxa C/20 (válido para baterias Chumbo-ácido), quando outras informações não são disponíveis.

(4.12)
(4.13)

173 Como a eficiência coulômbica das baterias é inferior a 100 %, o tempo necessário para recarregá-las completamente em determinada taxa é maior que o indicado para a sua descarga com a mesma taxa. Ao invés da taxa expressa por C/n aqui apresentada, é também possível, embora incomum, utilizar uma forma alternativa expressa por E/n, com base em energia (Wh) e potência (W), de forma totalmente análoga à apresentada. Taxa de descarga Valor de corrente elétrica durante o processo de descarga de uma célula ou bateria. Esta taxa pode ser expressa em amperes, mas é mais comumente encontrada normalizada pela capacidade nominal da bateria (ver taxa de carga). Tensão de circuito aberto Tensão (ou potencial, daí ser referido também como potencial de circuito aberto) nos terminais de uma célula ou bateria para um determinado estado de carga e a uma determinada temperatura, na condição em que não há corrente entre os terminais. Tensão de corte Valor de tensão em que a descarga da bateria é interrompida. Pode ser especificada em função das condições operacionais ou pode ser o valor determinado pelos fabricantes como tensão de final de descarga, a partir da qual danos irreversíveis podem ser causados à bateria. Tensão de final de carga Tensão da célula ou bateria na qual o processo de carga é interrompido por supor-se que a carga atingida é suficiente, ou que a bateria ou célula esteja plenamente carregada. Tensão nominal Tensão média de uma célula ou bateria durante o processo de descarga com uma determinada taxa de descarga a uma determinada temperatura. Terminais Pontos de acesso externo das baterias, que permitem a sua conexão elétrica. Vida útil A vida útil de uma bateria pode ser expressa de duas formas: número de ciclos ou período de tempo, dependendo do tipo de serviço para o qual a bateria foi especificada. 174 Para o primeiro caso, a vida útil é o número de ciclos, com uma determinada profundidade de descarga, a que uma célula ou bateria pode ser submetida antes de apresentar falhas em satisfazer as especificações. Este número, também chamado de vida cíclica, depende da profundidade de descarga do ciclo, da corrente de descarga e da temperatura de operação. Em sistemas fotovoltaicos, normalmente os ciclos carga/descarga são diários, de forma que o número de ciclos de vida corresponde ao número de dias de serviço. Nas baterias de Chumbo-ácido, o fim de sua vida útil é geralmente tomado como o instante em que a célula, estando totalmente carregada, pode fornecer apenas 80 % da sua capacidade nominal. Esta perda permanente de 20 % está relacionada com a ciclagem e com a idade da bateria. Em cada ciclo de uma célula, pequenas quantidades de material ativo são desprendidos dos eletrodos e depositados no fundo do vaso. Uma vez que este material separou-se do eletrodo, ele não pode ser utilizado novamente, reduzindo, assim, a capacidade da célula. A capacidade de uma bateria também é permanentemente reduzida pelo seu envelhecimento, que está diretamente relacionado com a temperatura de operação/armazenamento e a forma de armazenamento das células. Procedimentos que contribuem para o aumento da vida útil da bateria são: manutenção do estado de carga em baterias de Chumbo-ácido (equalização e flutuação), operação em ambientes de temperatura controlada, controle de sobrecargas e sobredescargas etc. 4.3.2 – Baterias recarregáveis Como visto anteriormente, baterias recarregáveis são aquelas que apresentam uma constituição química que permite reações reversíveis. Com o auxílio de uma fonte externa, pode-se recuperar a composição química inicial e deixá-la pronta para um novo ciclo de operação. De acordo com a aplicação, elas podem ser classificadas como: Automotivas - também conhecidas em língua inglesa como SLI (starting, lighting, ignition), são baterias projetadas fundamentalmente para descargas rápidas com elevadas taxas de corrente e com reduzidas profundidades de descarga. Esta condição é típica na partida de motores de combustão interna. Tem maior número de placas e placas mais finas, em relação aos outros tipos. Não são adequadas ao uso em sistemas fotovoltaicos, pois tem baixa vida útil para operação em regime de ciclagem. Tração - indicadas para alimentar veículos elétricos como, por exemplo, empilhadeiras, e são projetadas para operar em regime de ciclos diários com descarga profunda e taxa de descarga moderada (C/6). Possuem liga de Chumbo com alto teor de Antimônio e apresentam alto consumo de água. 175 Estacionárias - são direcionadas tipicamente para aplicações em que as baterias permanecem em regime de flutuação e são solicitadas ocasionalmente para ciclos de carga/descarga. Esta condição é típica de sistemas de no-break ou UPS. Tem baixo Antimônio e baixo consumo de água. Fotovoltaicas - são projetadas para ciclos diários de profundidade rasa a moderada com taxas de descarga reduzidas (C/20) e devem suportar descargas profundas esporádicas devidas à ausência de geração (dias nublados). As baterias recarregáveis também podem ser diferenciadas quanto à forma de confinamento do eletrólito em: Baterias abertas - também denominadas algumas vezes de ventiladas (vented), são baterias que necessitam de verificação periódica e eventual correção do nível do eletrólito. Seu eletrólito é líquido e livre (não é confinado no separador) e, por esta razão, devem trabalhar na posição vertical. As baterias Chumbo-ácido desta tecnologia são denominadas em língua inglesa de FLA – flooded lead acid, ou de FVLA – free vented lead acid, ou ainda apenas de VLA. Admitem operar com taxas até C/5. Baterias seladas - possuem o eletrólito confinado (absorvido) no separador ou sob a forma de gel. Elas também são conhecidas como “livres de manutenção” porque não necessitam de adição de água. Os usuários ligados a aplicações em telecomunicações costumam denominá-las de baterias “reguladas a válvula”. As baterias chumbo ácido desta tecnologia são denominadas em língua inglesa de VRLA – valve regulated lead acid, sendo que, quando o eletrólito é absorvido numa manta de vidro porosa que serve de separador, são denominadas AGM – absorbed glass matt, enquanto que aquelas com eletrólito gel são muitas vezes do tipo OPzV (item 4.3.3.4). Baterias com eletrólito em gel admitem apenas taxas reduzidas, até C/20. Baterias chumbo-ácido similares às abertas vem sendo vendidas no Brasil como seladas, devido aos motivos detalhados posteriormente (item 4.3.3.2). Os principais atributos para avaliação de baterias recarregáveis são: densidade de energia (volumétrica ou por peso), eficiência, capacidade, vida cíclica, taxa de autodescarga, reciclabilidade dos materiais e custo. A eficiência das baterias recarregáveis depende de muitos fatores, dentre os quais se destacam: estado de carga, temperatura de operação, taxas de carga e descarga, além da idade. Os fatores mais importantes que afetam o desempenho, a capacidade e a vida útil de qualquer bateria recarregável são: profundidade de descarga (por ciclo), temperatura, número de ciclos, controle da carga/descarga e manutenção periódica. A seguir, são detalhados estes fatores. 4.3.2.1 Profundidade de descarga, número de ciclos e temperatura A profundidade de descarga e a temperatura são os parâmetros mais comumente usados pelos fabricantes de células para estimar a capacidade de vida cíclica da bateria. A Figura 4.16 ilustra os 176 efeitos da profundidade de descarga e da temperatura de operação na vida cíclica das células secundárias. Os valores da curva são indicativos e dão uma noção do comportamento dos parâmetros para as diversas baterias disponíveis. Recomenda-se, no entanto, que as especificações dos fornecedores sejam sempre consultadas, para se ter uma idéia mais precisa dos mesmos, já que esses parâmetros podem variar muito em função da tecnologia e do modelo da bateria. A vida cíclica está inversamente relacionada com a profundidade de descarga e a temperatura. A capacidade de qualquer bateria secundária degrada-se mais rapidamente quando a temperatura de operação da bateria e a profundidade de descarga aumentam. Conforme já mencionado, as normas consideram o fim da vida útil de uma bateria Chumbo-ácido como o momento em que a capacidade remanescente da bateria é de 80% de sua capacidade nominal. Figura 4.16 – Curvas típicas do efeito da profundidade de descarga e da temperatura na vida útil da bateria. Fonte: (IMAMURA; HELM; PALZ, 1992). 4.3.2.2 – Técnica e modo de operação do controle de carga O carregamento é uma operação crítica, que afeta diretamente a vida útil da bateria. O objetivo principal de um sistema de controle de carga é carregar a bateria eficientemente, evitando os efeitos prejudiciais do excessivo carregamento. As Figuras 4.17 e 4.18 mostram, respectivamente, curvas típicas de carga e descarga de células de chumbo-ácido abertas. 177 Figura 4.17 – Perfil típico da tensão durante o carregamento de uma célula Chumbo-ácido aberta, com várias taxas de carga. Fonte: (IMAMURA; HELM; PALZ, 1992). Figura 4.18 – Perfil típico da tensão durante o processo de descarga de uma célula Chumbo-ácido aberta, com várias taxas de descarga. Fonte: (IMAMURA; HELM; PALZ, 1992). A produção dos gases oxigênio (O2) e hidrogênio (H2) em uma célula Pb-H2SO4 ocorre principalmente durante o processo de carga, mas também pode ocorrer durante uma descarga normal da bateria. As células de Chumbo-ácido abertas podem resistir a uma quantidade moderada de sobrecarregamento, desde que os gases produzidos possam escapar através de orifícios de ventilação. Entretanto, tanto a produção de oxigênio quanto as reações de recombinação são exotérmicas, resultando no consequente aumento da temperatura da bateria, de forma que é desejável que os controladores de carga sejam dotados de sensor de temperatura. Lembramos que aumentando a 178 temperatura da célula, aumenta-se também a taxa de degradação, tanto dos eletrodos, quanto dos separadores, reduzindo então a vida útil da bateria. 4.3.2.3 - Manutenção periódica do estado de carga A maioria dos sistemas fotovoltaicos isolados tende a operar por dias ou até mesmo semanas sem o completo recarregamento das baterias, devido à falta de energia solar. A falta de recarregamento apropriado durante os períodos de tempo encoberto contribui para a redução da vida útil da célula, principalmente para as baterias de chumbo-ácido. 4.3.3– Baterias Chumbo-ácido A bateria Chumbo-ácido foi inventada em 1859 por Planté12, sendo que as células originalmente por ele desenvolvidas, apesar da mesma eletroquímica, tinham, entretanto, detalhes construtivos diferentes dos adotados atualmente, pois eram constituídas por placas planas de Chumbo puro sólido As células Chumbo-ácido são a tecnologia de armazenamento de energia de menor custo por Wh atualmente disponível no mercado para aplicação em sistemas fotovoltaicos. Hoje em dia as baterias Chumbo-ácido são constituídas utilizando dióxido de chumbo13 (PbO2) como material ativo da placa (eletrodo) catódica e chumbo metálico (Pb), numa estrutura porosa altamente reativa (chumbo esponjoso), como material ativo da placa (eletrodo) anódica. Estas placas são imersas em uma solução diluída de ácido sulfúrico (H2SO4), que constitui o eletrólito (mistura, em geral, de 27-37 % de ácido sulfúrico e 73-63% de água, em volume). Durante a descarga, o ácido sulfúrico reage com os materiais ativos das placas, produzindo água, que dilui o eletrólito. Durante o carregamento, o processo é revertido; o sulfato de Chumbo (PbSO4) de ambas as placas, formado durante a descarga, é novamente transformado em Chumbo “esponjoso”, dióxido de Chumbo (PbO2) e ácido sulfúrico (H2SO4). A densidade do eletrólito varia durante o processo de carga e descarga e valores típicos para climas frios são apresentados na Tabela 4.5. Tabela 4.5–Densidade do eletrólito H2SO4 (valores típicos a 25C). Condição da célula Densidade (g/cm3 ) Completamente descarregada 1,12 Completamente carregada 1,28 A densidade do H2SO4 concentrado é de 1,834 g/cm3 (@ 25°C), enquanto que a da água é de 1,00 g/cm3 . Pela mistura em diferentes proporções, pode-se obter todos os valores intermediários de densidade. Para operação em climas quentes, como é o caso do Brasil, os fabricantes reduzem a

12 Raymond Gaston Planté (1834-1889), cientista francês. 13 O PbO2 também é chamado de óxido de Chumbo IV. 179 densidade do eletrólito (reduzindo a concentração de H2SO4), utilizando 1,20 a 1,24 g/cm3

(bateria

carregada), enquanto que para operação em climas mais frios, como os EUA, a densidade é aumentada, podendo ser de 1,28 g/cm3

ou até mesmo atingir 1,30 g/cm3

. O ácido sulfúrico em solução aquosa, na verdade, sofre dissociação eletrolítica e fica sob forma iônica, conforme a reação abaixo.

H2SO4(aq) → SO4

-2(aq) + 2H+ (aq) A reação química reversível básica em uma bateria Chumbo-ácido é dada por: Semi reação anódica: PbO2(s)+ SO4 -2(aq) + 4H+ (aq) + 2e-  PbSO4(s) + H2O(l) Semi-reação catódica: Pb0 (s) + SO4 -2(aq)  PbSO4(s) + 2e-

__________________________________________________

Reação total: Pb0 (s) + PbO2(s)+ 2H2SO4(aq)  2PbSO4(s) + 2H2O(l)

(carga) (descarga)

Quando a bateria está sendo descarregada, a reação ocorre no sentido da esquerda para a direita, enquanto que durante a recarga se dá no sentido inverso. Na descarga, ambas as placas igualam-se quimicamente, transformando-se em sulfato de Chumbo (PbSO4). Quando a bateria é descarregada (sentido da esquerda para a direita na reação acima) o material ativo aumenta de volume nas placas, pois o PbSO4 ocupa um volume de 1,5 vezes o do PbO2 e de 3 vezes o do Pb0 . Com isso, surgem tensões mecânicas que tendem a causar o desprendimento de material ativo, principalmente na placa positiva. Além de representar perda de material ativo, isso resulta em sedimentação no fundo do vaso, o que acaba por atingir as placas, causando curto-circuito entre elas e inutilizando a bateria. O balanço de massa na reação é de ~12 g/Ah, de forma que, considerando uma tensão nominal de 2 V, teríamos uma densidade energética teórica de ~167 Wh/kg. Na prática, o valor real é bem menor, entre 20 e 40 Wh/kg, conforme mostrado na Tabela 4.4. Durante a carga da bateria, enquanto a bateria ainda está num baixo estado de carga, uma pequena fração da corrente produz na placa positiva (anodo) a dissociação da água, produzindo Oxigênio (O2) de acordo com a reação secundária abaixo. Este efeito se intensifica quando a placa positiva já está 70% carregada.

2H2O(l) → O2(g) + 4H+

(aq) + 4eDurante a carga, a placa negativa (catodo) adianta (carrega mais rápido) em relação à placa positiva, e quando já está 90% carregada, a reação secundária de redução do Hidrogênio (H2), mostrada abaixo, passa a consumir parte da corrente na placa negativa: 180

4H+

(aq) + 4e- → 2H2(g) Quando a placa negativa já está totalmente carregada, então passa apenas a produzir Hidrogênio até que a placa positiva também atinja o mesmo estado de carga. Quando a célula já está completamente carregada e há predominância de Chumbo metálico e dióxido de Chumbo na composição química, começa a ocorrer somente a produção dos gases hidrogênio (H2) e Oxigênio (O2), por eletrólise da água, além de dissipação sob forma de calor que provoca o aquecimento da bateria. Isto acontece porque todo o material ativo das placas positivas foi completamente utilizado, de maneira que elas não são mais capazes de converter a corrente de carga em energia eletroquímica. Neste momento, a tensão da célula torna-se maior do que a tensão de gaseificação (eletrólise - cerca de 2,39 V por célula) e têm início as reações de sobrecarregamento, acelerando a produção de H2 e O2 (borbulhamento) e a consequente perda de água. A equação a seguir mostra a reação química da eletrólise (soma das duas reações acima).

H2O(l) → H2(g) + ½O2(g)

No borbulhamento a produção de H2 é de 0,418 L por Ah e a de O2 é de 0,209 L/Ah, correspondendo a uma perda de água de 0,336 mL/Ah. Nas células Chumbo-ácido seladas esta reação tem que ser controlada, o que é às vezes feito por meio de recombinação do Hidrogênio (H2) com o Oxigênio (O2), por meio de válvulas catalíticas (ver item 4.3.3.3), de forma a impedir o acúmulo do Hidrogênio (H2), bem como a perda de água. As bolhas de gases produzidas durante o borbulhamento também tem o efeito adicional de contribuir para a erosão das placas, principalmente a placa positiva, e a perda de material ativo, o qual sedimenta no fundo do vaso. O fenômeno do borbulhamento, porém, tem o efeito benéfico de agitar o eletrólito e eliminar a estratificação. As principais reações de autodescarga da bateria Chumbo-ácido ocorrem na placa negativa e são apresentadas abaixo. Em regime de flutuação, a corrente de flutuação na bateria deve ser igual à corrente representada por estas reações. A taxa de autodescarga depende da idade do elemento e da temperatura.

Pb0

(s) + H2SO4(aq) → PbSO4(s) + H2(g)

2Pb0

(s) + O2(g)+ 2H2SO4(aq) → 2PbSO4(s) + 2H2O(l) Um elemento de bateria pode ser modelado conforme o circuito elétrico mostrado na Figura 4.19, onde Ri

representa a resistência interna enquanto que Ve representa a tensão em aberto do

elemento ideal. Ambos os parâmetros Ri

e Ve são dependentes de detalhes construtivos como a

densidade do eletrólito e a espessura e a liga das placas. Além disso, eles não tem valores fixos, mas dependem da temperatura e do estado de carga do elemento. Vbat é a tensão externa nos terminais da 181 bateria. Como já visto, quando a bateria é carregada, há produção de ácido sulfúrico, que é liberado do eletrólito, aumentando a concentração de portadores de carga (íons), reduzindo assim a Ri e aumentando a Ve. Durante a descarga ocorre o efeito inverso. Figura 4.19 – Modelo de circuito de um elemento de bateria. A tensão Vbat se reduz a Ve quando o elemento está em aberto, porém, quando está sob corrente, surge o efeito de Ri , que consiste em produzir uma perda de energia e também queda de tensão. O elemento aquece, pela dissipação de potência Ri x (Ibat) 2 , mas este efeito é muito pequeno nos níveis de corrente usados em sistemas fotovoltaicos, de forma que, em nosso caso, a bateria em bom estado e em operação normal (excetua-se aqui a carga de equalização) funciona praticamente à temperatura ambiente. Na descarga, Ri

reduz a tensão disponível nos terminais externos da bateria, enquanto que

durante a recarga, reduz a tensão de recarga disponível para o elemento, conforme a Equação 4.14.

(4.14)

Onde: Vbat (V) – tensão nos terminais do elemento; Ibat (A) – corrente no elemento, considerada positiva na recarga (entrando no elemento) e negativa na descarga (saindo do elemento); Ri () – resistência interna do elemento; Ve(V) – tensão do elemento ideal (sem resistência) Num trabalho do Cepel contemplando um lote de 840 baterias sem manutenção tipo monobloco de 12V, para SFIs, de duas capacidades (e dois diferentes fabricantes), foram levantados os valores médios das resistências internas (Ri) para baterias em bom estado, totalmente carregadas, mostrados na Tabela 4.6. 182 Tabela 4.6 – Exemplos de resistências internas (Ri) de dois modelos de baterias sem manutenção. Fonte: (GALDINO, 2010). Capacidade (Ah) Resistência (mΩ) 150 2,64 170 2,40 Alguns autores apresentam a equação empírica (4.15) relacionando densidade do eletrólito à tensão Ve, válida para a tensão de circuito aberto em repouso.

(4.15)

Onde:  (g/cm3 ) – densidade do eletrólito; 0,84 – constante. A construção básica de uma célula não-selada é mostrada na Figura 4.20. A grade13 consiste de uma estrutura feita de Chumbo metálico (sólido), que suporta o material ativo das placas e conduz corrente elétrica. O material tradicionalmente usado para fabricação das grades de Chumbo é uma liga de Chumbo-Antimônio, embora outras ligas, em especial ligas de Chumbo-Cálcio, também têm sido utilizadas, por terem características adequadas a certas aplicações. Cada célula contém um conjunto de placas positivas conectadas eletricamente em paralelo, e um outro conjunto de placas negativas, conectadas da mesma forma, ambos os conjuntos intercalados e imersos no eletrólito. Figura 4.20 – Vista explodida mostrando as principais partes constituintes de uma célula eletroquímica. Fonte: (ZOBAA, 2013).

13 A grade é também chamada de grelha por alguns fabricantes. 183 Para impedir o contato entre as placas positivas e negativas e, consequentemente, o curto-circuito da célula, utilizam-se isolantes finos, chamados de separadores. Estes separadores, feitos de material isolante poroso, permitem a livre passagem do eletrólito entre as placas, ao mesmo tempo em que impedem o contato físico entre elas. Em muitos casos, os separadores assumem a forma de envelopes e assim também ajudam a fixar o material ativo nas placas. A utilização de ligas de Chumbo com outros elementos nas placas positivas permite modificar algumas propriedades das baterias, sendo mais utilizadas as ligas de Chumbo-Cálcio (Pb-Ca) e Chumbo-Antimônio (Pb-Sb). É interessante observar que a dopagem do Chumbo com outros elementos não tem influência na reação principal da bateria, mas apenas nas reações secundárias, que já foram apresentadas acima, além de em suas propriedades mecânicas. O Antimônio (Sb) é um componente de liga que aumenta a resistência mecânica da placa, evitando a perda de material ativo durante a ciclagem e tornando assim as baterias mais resistentes a descargas profundas. Em compensação, por diminuir a tensão de borbulhamento, acelera a reação de decomposição da água (eletrólise) contida no eletrólito, que é a razão pela qual as baterias abertas devem ter água adicionada periodicamente. Atualmente, as ligas ditas de alto Antimônio, usadas em aplicações tracionárias, apresentam um teor deste de ~6 %. As de baixo Antimônio, que é o caso das baterias estacionárias e fotovoltaicas, tem um teor de ≤2%, normalmente contendo também uma pequena quantidade (~0,02%) de Selênio (Se). Com o objetivo de reduzir a decomposição da água na bateria, durante o seu carregamento, ligas de Chumbo-Cálcio (Pb-Ca) também têm sido utilizadas. O teor de Cálcio é baixo, inferior a 0,1 %, podendo conter também estanho (Sn) e Prata (Ag). A vida cíclica das baterias Pb-Ca é inferior às de Pb-Sb. No Brasil, a principal aplicação da liga de Chumbo-Cálcio tem sido as baterias automotivas que, em geral, são vendidas como “livres de manutenção”. Os eletrodos negativos tem pouca variação sendo, praticamente em todos os tipos de baterias Pbácido, constituídos por placas planas de Pb esponjoso. Entre os parâmetros de projeto considerados pelo fabricante da bateria para cada aplicação estão: número de placas, espessura das placas, liga das placas positivas, densidade do material ativo, projeto das placas positivas, densidade do eletrólito, quantidade de eletrólito e tipos de separadores. Os tipos de bateria de Chumbo-ácido mais adequados aos sistemas fotovoltaicos isolados são conhecidos como baterias solares ou baterias fotovoltaicas. Historicamente, os tipos de baterias de Chumbo-ácido mais comumente utilizadas no Brasil para esta aplicação são as baterias sem manutenção com liga de Chumbo-Cálcio nas placas positivas, semelhantes (mas não iguais) às automotivas. Também tem sido usadas, em menor escala, baterias seladas com eletrólito absorvido e baterias abertas com liga de baixo Antimônio nas placas positivas. Mais recentemente, baterias de 184 Chumbo-ácido estacionárias com placas tubulares (OPzS e OPzV) começaram a entrar também neste segmento do mercado no Brasil. 4.3.3.1 - Baterias abertas com liga de baixo-Antimônio nas placas positivas A característica principal destes tipos de baterias é que elas possuem placas positivas feitas de uma liga de Chumbo com baixo Antimônio (cerca de 1 a 3 %) além de possivelmente uma pequena quantidade de Selênio. São compostas por células não-seladas, possuem placas planas empastadas de média espessura e estão contidas em um vaso feito de plástico transparente para facilitar a inspeção visual do nível do eletrólito de cada célula e das condições físicas das placas e separadores. O uso do Antimônio e de placas de média espessura aumenta a vida cíclica das células para descargas profundas, mas reduz a tensão de borbulhamento. A baixa porcentagem de Antimônio minimiza o efeito da gaseificação e da autodescarga. Uma vantagem das células não-seladas é que a bateria pode ser fornecida a seco e o eletrólito pode ser adicionado no local da instalação. No caso da bateria ter sido fornecida a seco, não há possibilidade de ocorrer sulfatação, resultante da autodescarga. Além disso, não haverá maiores problemas se a bateria for virada. Embora este tipo de bateria seja projetado para operar em ciclos profundos, esta nunca deve ser totalmente descarregada. Precauções, como o uso de controlador de carga com função de proteção contra descarga excessiva (LVD, ver item 4.5), que impede a ocorrência de descargas abaixo de um determinado valor, devem ser tomadas, para evitar que isto aconteça. O principal inconveniente de uso de uma bateria com baixo-Antimônio aberta em sistemas fotovoltaicos é que, apesar da pouca necessidade de manutenção, ela necessita ser feita regularmente, para evitar danos permanentes. Isto envolve verificar o nível do eletrólito e preenchê-lo, quando necessário, com água destilada ou deionizada. Outra desvantagem das baterias abertas é a névoa ácida produzida pelo borbulhamento excessivo, que flui através dos orifícios de ventilação e se deposita em superfícies próximas. Pelo fato de ser ácida, esta névoa danifica as partes metálicas dos contatos elétricos dos terminais. 4.3.3.2 - Baterias sem manutenção

4.6 – Inversores Um inversor é um dispositivo eletrônico que fornece energia elétrica em corrente alternada (c.a.) a partir de uma fonte de energia elétrica em corrente contínua (c.c.). A energia c.c. pode ser proveniente, por exemplo, de baterias, células a combustível ou módulos fotovoltaicos. A tensão c.a. de saída deve ter amplitude, frequência e conteúdo harmônico adequados às cargas a serem alimentadas. Adicionalmente, no caso de sistemas conectados à rede elétrica a tensão de saída do inversor deve ser sincronizada com a tensão da rede. 216 Existe uma diversidade grande de tipos de inversores em função das peculiaridades de suas aplicações. Muitas vezes eles fazem parte de equipamentos maiores, como no caso de UPS (no-breaks) e acionamentos eletrônicos para motores de indução. No caso de sistemas fotovoltaicos, os inversores podem ser divididos em duas categorias com relação ao tipo de aplicação: SFIs e SFCRs. Embora os inversores para SFCRs compartilhem os mesmos princípios gerais de funcionamento que os inversores para SFIs, eles possuem características específicas para atender às exigências das concessionárias de distribuição em termos de segurança e qualidade da energia injetada na rede. De modo geral, inversores para conexão à rede com potências individuais de até cerca de 5kW têm saída monofásica.A partir dessa potência é mais comum a utilização de inversores com saída trifásica, ou inversores monofásicos em associação trifásica. Os inversores modernos utilizam chaves eletrônicas de estado sólido e o seu desenvolvimento está diretamente ligado à evolução da eletrônica de potência, tanto em termos de componentes (especialmente semicondutores) quanto das topologias de seus circuitos de potência e controle. Enquanto os primeiros inversores para uso em sistemas fotovoltaicos eram meras adaptações de circuitos já existentes, os circuitos mais modernos são desenvolvidos levando em conta a complexidade e as exigências de sua aplicação específica. Desta forma, no decorrer de poucas décadas, as topologias foram sendo otimizadas e os custos de fabricação reduzidos, enquanto que as eficiências de conversão evoluíram até chegar a valores próximos a 99 % em alguns inversores para conexão à rede elétrica. 4.6.1 – Classificação dos inversores Dependendo do princípio de operação, os inversores podem ser divididos em dois grandes grupos: comutados pela rede (comutação natural) e autocomutados (comutação forçada). A Figura 4.28 mostra uma classificação dos inversores por princípio de operação. 217 Figura 4.28 – Tipos de inversores classificados de acordo com o princípio de funcionamento. 4.6.1.1 – Dispositivos semicondutores utilizados em inversores Os inversores são construídos com auxílio de dispositivos semicondutores de potência, que constituem chaves eletrônicas controláveis, podendo ser colocados em estado de condução ou de bloqueio por meio de um sinal de controle, e permitem assim a conversão de tensão cc para ca e viceversa. Uma chave ideal teria as seguintes características:  bloqueia elevadas tensões diretas e reversas, com corrente de fuga desprezível;  conduz elevadas corrente, com queda de tensão desprezível (baixa resistência);  chaveia (mudado estado de condução para bloqueio, ou vice-versa) instantaneamente;  necessita de baixíssima potência para o sinal de controle; Obviamente, as chaves reais disponíveis apenas se aproximam destas características, e a pesquisa de novos dispositivos semicondutores é contínua. Os dispositivos que vem sendo utilizados em inversores são aqueles apresentados na Figura 4.29, enquanto que suas principais características são descritas na Tabela 4.13. Algumas vezes os componentes SCR, TRIAC e GTO são genericamente denominados de tiristores, enquanto que os demais (BJT, MOSFET e IGBT) são sempre chamados de transistores. 218 Figura 4.29– Símbolos de componentes utilizados em inversores (A – anodo; K – catodo; G – gate; B- base, C – coletor; E – emissor; D – dreno; S – fonte). Tabela 4.13 – Características de dispositivos semicondutores de chaveamento. Características de dispositivos semicondutores de chaveamento SCR – silicon controlled rectifier  Permite a passagem de corrente num só sentido (do anodo para o catodo);  O momento do disparo é controlado por um pulso de corrente no terminal gate;  O bloqueio não é controlado e ocorre naturalmente quando a polaridade é invertida ou a corrente atinge um determinado valor mínimo (comutação natural, após o disparo o SCR se comporta como um diodo);  A potência consumida no circuito de controle é baixa; TRIAC – triode for alternating current  É o único que permite a passagem de corrente nos dois sentidos (nos demais para isso é necessária uma associação em anti-paralelo);  O momento do disparo é controlado por um pulso de corrente no terminal gate (o pulso pode ser positivo ou negativo);  O bloqueio é idêntico ao do SCR; 219 Tabela 4.13 – Características de dispositivos semicondutores de chaveamento (continuação). Características de dispositivos semicondutores de chaveamento GTO – gate turn-off thyristor  Permite a passagem de corrente num só sentido (do anodo para o catodo);  O momento do disparo é controlado por um pulso positivo de corrente no terminal gate;  O bloqueio pode ser controlado por um pulso negativo (corrente elevada, podendo chegar a ⅓ da corrente conduzida) de corrente no terminal gate; BJT – bipolar junction transistor  Permite a passagem de corrente num só sentido, do coletor para o emissor, para transistores do tipo npn;  O estado de condução é controlado pela aplicação de uma corrente no terminal base;  A corrente de base chega a 10-15% da corrente no coletor, e deve ser mantida para que o BJT continue conduzindo (estado de saturação), ao contrário dos tiristores, que necessitam apenas de um pulso de corrente;  A potência consumida no circuito de controle é significativa;  O bloqueio (estado de corte) ocorre quando a corrente de base é retirada;  As perdas de comutação são consideradas médias, mas as perdas em condução são baixas. MOSFET – metal oxide semiconductor field effect transistor  Permite a passagem de corrente num só sentido, do dreno para a fonte, para transistores do tipo canal n;  O estado de condução é controlado pela aplicação de uma tensão no terminal gate;  Apresenta menores tempos de comutação do que o BJT e pode ser chaveado em alta frequência;  Tem perdas de comutação muito baixas, mas perdas em condução significativas;  A potência consumida no circuito de controle é pequena. IGBT – insulated gate bipolar transistor  Permite a passagem de corrente num só sentido, do coletor para o emissor para transistores do tipo npn;  O estado de condução é controlado pela aplicação de uma tensão no terminal gate;  Pode ser chaveado em alta frequência, com perdas de comutação reduzidas;  A potência consumida no circuito de controle é pequena;  Tem baixas perdas em condução;  Combina características do BJT e do MOSFET. As perdas em condução e na comutação são os principais fatores que determinam a eficiência do inversor, por isso é importante compreendê-las. Tais perdas para um dispositivo semicondutor genérico podem ser visualizadas na Figura 4.30, e são explicadas no texto que se segue. 220 Figura 4.30–(a) Formas de onda de tensão (V) e corrente (I) sobre um dispositivo semicondutor em chaveamento e condução, e (b) potência dissipada em um dispositivo semicondutor em chaveamento e condução (adaptado de PROCEL, 2004). Bloqueio – nos períodos (t<t1 e t>t6) em que a chave está bloqueada e submetida a determinado nível de tensão, geralmente a corrente de fuga é desprezível (I=0) para esta tensão V, e, portanto, não há perdas no semicondutor. Comutação – no momento (t=t1) em que o dispositivo recebe o comando para entrar em condução, a corrente começa a subir até atingir seu valor máximo (t=t2), quando então a tensão começa a cair até atingir seu valor mínimo (t=t3). Neste processo, ocorrem as perdas por comutação, resultantes da tensão e da corrente sobre o dispositivo (V x I).No momento (t=t4) em que a chave recebe o comando para entrar no estado de bloqueio, ocorre a sequência inversa de eventos, aparecendo novamente as perdas por comutação, até que a tensão sobre ela volte ao seu valor inicial (V) e a corrente se anule (t=t6). Condução – no período em que o dispositivo está em condução (t3<t<t4) também ocorrem perdas, pois ele está submetido a tensão e corrente, mas com potência reduzida. A energia total dissipada no semicondutor durante o ciclo descrito corresponde à área hachurada (cinza) na Figura 4.30 (b). 221 4.6.1.2 – Inversores comutados pela rede (para SFCR) Os primeiros inversores utilizavam tiristores (SCR, TRIAC) como elementos de chaveamento, que são dispositivos semicondutores. capazes de suportar altas tensões e correntes. Conforme já vimos, uma vez em condução, o dispositivo só é levado ao corte quando a corrente que flui através dele for inferior à chamada corrente de manutenção de condução, ou quando houver uma inversão de polaridade entre anodo e catodo. Como a troca do estado de condução para o estado de corte é controlada pelo circuito de potência, os inversores a tiristor são chamados inversores de comutação natural ou inversores comutados pela rede. Apesar de robustos e simples, sua baixa qualidade de tensão e corrente de saída (devido à alta quantidade de harmônicos) requer o uso de redes de filtragem complexas, onerosas e que implicam e perdas. Com o surgimento de novos dispositivos de chaveamento (MOSFET, IGBT), a utilização de inversores a tiristor foi sendo reduzida e é hoje restrita a unidades de potência elevada (acima de 100 kW) e acionadores (drivers) de motores elétricos de grande porte. 4.6.1.3 – Inversores autocomutados Nos inversores autocomutados os elementos de chaveamento são semicondutores que podem ser postos em estado de condução ou de corte em qualquer instante do ciclo, através de um terminal de controle. Dependendo da velocidade de chaveamento e dos níveis de potência e tensão, são utilizados IGBTs ou MOSFETs nos inversores. Estes dispositivos operam com a estratégia de controle de modulação por largura de pulso (PWM), o que permite um bom controle sobre a forma de onda e o valor da tensão de saída. Os inversores autocomutados podem ser do tipo fonte de corrente (CSI – current source inverter) ou fonte de tensão (VSI – voltage source inverter). Na configuração fonte de tensão, a mais empregada em sistemas de conversão fotovoltaica, o controle pode ser feito tanto por tensão quanto por corrente, dependendo da grandeza de saída utilizada como referência. Devido à sua estabilidade diante de perturbações na rede e à facilidade no controle do fator de potência, o controle por corrente é adotado na maioria dos modelos para SFCRs, enquanto que o controle por tensão é utilizado principalmente em inversores para SFIs. Os inversores podem ter um ou dois estágios, como representado na Figura 4.31. Os inversores de um estágio têm por principal característica a robustez e a alta eficiência, devido ao reduzido número de componentes. Por outro lado, no caso de um inversor sem transformador, a tensão c.c. de entrada deve ter um valor mínimo relativamente elevado, equivalente ao valor de pico da tensão c.a. da rede elétrica ou o dobro desta, dependendo da configuração da ponte inversora. A inclusão opcional de um transformador de alta frequência cria um isolamento galvânico entre os lados de corrente contínua e alternada. 222 (a) (b) Figura 4.31 – (a) Inversor de um estágio e (b) inversor de dois estágios. A Figura 4.32 detalha um exemplo de diagrama em blocos de um inversor de dois estágios. A figura mostra que, quando se trata de um inversor para SFI, a entrada cc é proveniente de um banco de baterias, enquanto que no caso de um inversor para SFCR, a entrada cc provém diretamente de um painel fotovoltaico. O estágio conversor c.c.-c.c. gera uma tensão adequada no elo cc interno (link cc) do inversor. No caso do inversor para SFCR, o conversor c.c.-c.c. normalmente efetua SPPM na entrada proveniente do painel fotovoltaico, enquanto que no caso do inversor para SFI, o estágio conversor c.c.-c.c. é apenas um elevador de tensão. O elo c.c. interno é um capacitor eletrolítico que tem as funções de armazenamento de energia e filtragem. O estágio conversor c.c.-c.a. é descrito em detalhes no item 4.6.2 a seguir. O indutor na saída c.a. serve como elemento de filtro, e, no caso de inversor para SFCR, também tem a função de acoplamento à rede elétrica. Conforme mostra a Figura 4.32, o inversor para SFI alimenta diretamente as cargas elétricas c.a. existentes no sistema isolado, enquanto que o inversor para SFCR é conectado à rede elétrica da distribuidora local. Para inversores de potências nominais até dezenas de kW, a saída c.a. é geralmente em baixa tensão (127Vca ou 220Vca), sendo que para potências da ordem de unidades kW é monofásica enquanto que para potências superiores é trifásica. 223 Figura 4.32 – Inversor de dois estágios (adaptado de FILHO, 2012). 4.6.2 –Princípio de funcionamento dos conversores c.c.-c.a. A Figura 4.33(a) apresenta o esquema do conversor cc-ca de meia ponte (half bridge) para um inversor monofásico. As chaves S1 e S2 são representadas genericamente e podem, em princípio, ser qualquer um dos dispositivos semicondutores apresentados na Figura 4.29, associado ao correspondente circuito de controle. Neste circuito, a inversão da polaridade do sinal é obtida pelo acionamento alternado das chaves S1 e S2 numa frequência fixa, que pode ser a frequência de rede elétrica (60 Hz). Como resultado, tem-se uma tensão alternada aplicada sobre a carga. A forma do sinal de saída deste tipo de conversor é uma onda quadrada, variando de -VCC/2 a VCC/2e m 60 Hz. 224 (a) (b) Figura 4.33 – Inversor de (a) meia ponte e (b) ponte completa monofásica. Se em vez de duas, forem utilizadas quatro chaves, na topologia de circuito representada na Figura 4.33(b), tem-se então um conversor c.c.-c.a. de ponte completa (full bridge) para um inversor monofásico. Esta topologia de circuito é também conhecida em inglês como H bridge inverter, numa referência à disposição dos componentes no circuito, com as duas “pernas” do H unidas pela carga. Para uma mesma tensão de entrada, o conversor de onda completa produz uma saída com o dobro da amplitude do conversor de meia ponte, variando de -VCC a +VCC (Figura 4.33 b). Esta topologia permite diversas estratégias de funcionamento, dependendo da forma de acionamento das chaves. A tensão Vcc, representada na Figura 4.33 para alimentação do conversor c.c.-c.a., corresponde na verdade ao elo de corrente contínua (link cc) do inversor. Se as chaves forem acionadas (postas em condução) aos pares de forma alternada e sincronizada (S1 e S4, S2 e S3) em uma dada freqüência (60 Hz), o sinal de tensão resultante na saída do conversor será outra vez uma onda quadrada, como a mostrada na Figura 4.34(a). Apesar de ter como vantagem a simplicidade, este tipo de acionamento não permite o controle da amplitude nem do valor eficaz (RMS) da tensão. A utilização de um diferente esquema de chaveamento, no qual os pares S1/S4 e S2/S3 sejam acionados não simultaneamente, mas defasados entre si por um determinado ângulo (tempo), provoca cancelamentos de tensão em determinados intervalos do ciclo. O resultado na saída do conversor é a chamada onda quadrada modificada28, cuja forma de onda está representada na Figura 4.34(b). Neste caso, a tensão RMS de saída passa a poder ser controlada através do ângulo de defasagem no disparo dos dispositivos de chaveamento e a forma de onda apresenta menor distorção harmônica (THD atinge cerca de 30%), tornando-se um pouco mais assemelhada a uma senóide. O valor eficaz da componente fundamental (60 Hz) da tensão de saída da onda quadrada modificada é dada, neste caso, pela Equação 4.18.

28 Também chamada por alguns autores e fabricantes de onda retangular ou onda senoidal modificada. 225

(4.18)

Onde: Vrms(V) – tensão eficaz da componente fundamental; Vcc(V) – tensão cc da entrada; T(s) – período da senóide (1/60); tc(s) – período de bloqueio (intervalo entre os pulsos - tempo com tensão zero), cuja variação permite o controle da tensão de saída (ver Figura 4.34 b). (a) (b) (c) 226 (d) Figura 4.34–Possíveis formas de onda da tensão de saída de um conversor c.c.-c.a. de ponte completa: (a) onda quadrada, (b) onda quadrada modificada, (c) 3 pulsos e (d) modulação por largura de pulso PWM. As saídas dos inversores de onda quadrada,assim como os de onda quadrada modificada, apresentam um alto nível de distorção harmônica. A atenuação desses harmônicos pode ser feita através de filtros, que, além de caros, complexos e volumosos, geralmente consomem muita potência, prejudicando a eficiência do inversor. Por isso, o uso de inversores de onda quadrada e quadrada modificada, que são do tipo denominado monopulso, é limitado a aplicações em SFIs e, mesmo assim, para alimentação de cargas não críticas. Com a modificação da estratégia de chaveamento e aumento do número de pulsos a cada semiciclo, a forma de onda se aproxima mais da senoidal, ou seja, a distorção harmônica vai sendo reduzida. A Figura 4.34(c) mostra, a título de exemplo, uma hipotética forma de onda com 3 pulsos por semiciclo. Na prática, nas aplicações nas quais a eficiência na conversão e a qualidade da energia são fatores determinantes, são utilizados os inversores multipulsos, com formas de onda como a mostrada na Figura 4.34 (d), com 14 pulsos por semiciclo. Nos conversores cc-ca de inversores modernos, a estratégia de controle mais utilizada é a PWM. Apesar de existirem vários esquemas PWM, todos eles baseiam-se no acionamento dos dispositivos de chaveamento a uma frequência constante (dezenas ou centenas de kHz), porém com um ciclo de trabalho (razão entre o tempo de condução e o período) variando ao longo do semiciclo proporcionalmente ao valor instantâneo de um sinal de referência. Iniciando com pulsos estreitos quando a amplitude da senóide de referência é baixa, os pulsos vão se alargando conforme o valor instantâneo da referência aumenta. A Figura 4.35 detalha a implementação de uma das possíveis estratégias de PWM, denominada chaveamento bipolar. Na Figura 4.35(a) observa-se que o controle do chaveamento é feito pela comparação de uma tensão de referência (Vcaref), que é uma senóide na frequência da rede (60 Hz), com um sinal triangular (Vtri) de frequência muito superior, ambas geradas internamente no conversor c.c.-c.a. As duas formas de onda podem ou não ser sincronizadas e as relações entre suas freqüências e amplitudes controlam os parâmetros da saída. Quando a tensão de referência tem valor superior à onda +VCC -VCC t 227 triangular, então são postas em condução as chaves S1/S4, enquanto que S2/S3 permanecem em bloqueio, aplicando assim uma tensão positiva (+Vcc) na carga. Nos momentos em que a tensão de referência é inferior à da onda triangular, os estados das chaves são invertidos e a carga recebe tensão negativa. Figura 4.35–Estratégia de controle PWM para um conversor cc-ca – tensões de controle Vcaref e Vtri(a) e tensão na saída Vcarga(b) (adaptado de SKVARENINA, 2001). Após uma filtragem adicional com filtro passa-baixa para retirar as componentes harmônicas de alta frequência, o sinal de saída é praticamente senoidal, conforme as formas de onda mostradas nas Figuras 4.34(d) e 4.35(b) (representam diferentes estratégias de PWM). Além de baixa THD, os inversores PWM apresentam também elevada eficiência e uma ótima regulação da tensão de saída. Esses dispositivos são indicados para equipamentos eletrônicos sensíveis. Comparados com inversores de onda quadrada, possuem custo mais elevado como resultado da maior complexidade dos circuitos. As frequências de chaveamento situam-se na faixa de 10-100 kHz, de forma que a compatibilidade eletromagnética (EMC) deve ser considerada no projeto do equipamento, visando evitar interferências, o que inclui itens como blindagem, filtragem e aterramento. Vale destacar que a RN 493/2012 (ANEEL, 2012a) exige a utilização de inversores com forma de onda senoidal em sistemas de geração isolados tipo SIGFI e MIGDI. Devido aos critérios de qualidade impostos pela rede elétrica, os inversores para conexão à rede também devem apresentar forma de onda de saída senoidal e com baixa distorção harmônica. A Figura 4.36 mostra uma ponte trifásica completa de um conversor cc-ca, implementada utilizando IGBTs, cuja topologia de circuito apenas acrescenta mais uma “perna” à ponte H 228 monofásica completa já mostrada na Figura 4.33(b), e que é operada conforme estratégias de chaveamento também análogas às já apresentadas. Na prática, tais pontes com 6 IGBTs (ou outros dispositivos) já são fornecidas como power blocks por vários fabricantes, sendo que a elas é necessário acrescentar o circuito de controle, normalmente baseado em DSP. Figura 4.36– Ponte trifásica (adaptado de FILHO, 2012). Supondo, para fins de simplificação, que a lógica de acionamento dos IGBTs seja feita em 6 tempos, de acordo com a sequência mostrada na Tabela 4.14, então obtém-se uma saída em onda quadrada modificada trifásica, ilustrada na Figura 4.37. Na realidade, o acionamento é feito ajustando os ângulos de disparo para manter a regulação da tensão RMS, da mesma forma que para o caso monofásico. Tabela 4.14 – Lógica de acionamento de uma ponte trifásica (6 tempos). Tempo IGBTs em condução29 Vab Vbc Vca 1 Q1, Q2 e Q3 0 +Vcc -Vcc 2 Q2, Q3 e Q4 -Vcc +Vcc 0 3 Q3, Q4 e Q5 -Vcc 0 +Vcc 4 Q4, Q5 e Q6 0 -Vcc +Vcc 5 Q5, Q6 e Q1 +Vcc -Vcc 0 6 Q6 Q1 e Q2 +Vcc 0 -Vcc

29 As condições Q1, Q3 e Q5, e Q4, Q6 e Q2 são proibidas por conectarem todas as fases ao mesmo potencial. 229 Figura 4.37–Forma de onda quadrada modificada trifásica. A Figura 4.38, por sua vez, apresenta uma estratégia de chaveamento PWM trifásica, que se baseia na comparação de 3 formas onda de referência defasadas em 120° (Vcaref,A; Vcaref,B e Vcaref,C) com um sinal triangular (Vtri), para controlar o acionamento dos IGBTs. 230 Figura 4.38 – Estratégia de controle do chaveamento para PWM trifásico (adaptado de SKVARENINA, 2001). 4.6.3–Características dos inversores A forma da onda geralmente é uma indicação da qualidade e do custo do inversor. Conforme visto anteriormente, ela depende do método de conversão e filtragem utilizado para eliminar os harmônicos indesejáveis resultantes da conversão. Outro aspecto que determina a qualidade dos inversores é a sua eficiência de conversão. Nos inversores a eficiência não é constante e seu valor depende da potência demandada pelos equipamentos de consumo (carga), e também de seu fator de potência. Os fabricantes normalmente anunciam a eficiência na carga nominal, mas nem sempre destacam o fato de que sob cargas parciais seus dispositivos apresentam baixas eficiências. Para os usuários de sistemas com necessidades variáveis de potência, altas eficiências em cargas parciais são importantes. Um parâmetro importante a ser considerado em um inversor para SFI, especialmente para sistemas tipo SIGFI, é a potência que o dispositivo consome em condições de espera (standby). A economia de energia em modo de espera pode reduzir a capacidade de geração fotovoltaica necessária na etapa de dimensionamento do projeto e, como consequência, reduzir o custo de aquisição do sistema com um todo. O valor máximo de corrente de autoconsumo de inversores para SFIs admitido 231 no RAC para ensaio do Inmetro é de 3% da corrente consumida em carga nominal, em toda a faixa de tensão de entrada. Alguns inversores, seja para SFIs ou para SFCRs, podem ter limitações de potência quando em operação em temperaturas ambientes elevadas. Outra característica importante é de que um inversor para SFIs deve tolerar surtos de corrente que ocorrem, por exemplo, na partida de motores elétricos, os quais podem exigir valores mais de 10vezes superiores à corrente nominal do motor em curtos períodos de tempo, antes de entrar em regime normal de trabalho. Alguns modelos de inversores podem tolerar altas potências de surto, como por exemplo duas vezes a potência nominal em 1 minuto ou três vezes a potência nominal em 5 segundos. A potência de surto suportada pelo equipamento varia inversamente com o tempo de duração do surto. A título de exemplo, a Tabela 4.15 abaixo mostra as especificações reais de um determinado equipamento de potência nominal de 5.000 W, em relação a potência de surto e temperatura de operação, extraídas das folha de dados técnicos do fabricante. Tabela 4.15 – Exemplo de especificações de potência de pico e de limitações térmicas da potência de um inversor. @ 25 °C @ 45 °C Potência c.a. contínua 5.000W 4.000W 30 min 1min 3 s Potência de pico 6.500 W 8.400 W 12.000 W Alguns modelos de inversores para SFIs permitem a operação em paralelo de mais de uma unidade e/ou podem ser integrados para criar circuitos bifásicos ou trifásicos. Para especificar um inversor é preciso primeiramente considerar qual é o tipo de inversor: inversor de bateria, para SFI, ou inversor para SFCR. Os parâmetros que devem ser especificados são: a tensão de entrada c.c. e a tensão de saída c.a, faixa de variação de tensão aceitável, potência nominal, potência de surto, freqüência, forma de onda e distorção harmônica (THD), grau IP de proteção, temperatura ambiente e umidade do local da instalação além das certificações e tempo de garantia desejados. As características a serem observadas nas especificações de um inversor fotovoltaico são apresentadas a seguir.  Forma de onda e Distorção harmônica: a forma de onda da tensão c.a. produzida deve ser a senoidal pura. A distorção harmônica total (THD) deve ser inferior a 5% em qualquer potência nominal de operação.  Eficiência na conversão de potência: a eficiência é a relação entre a potência de saída e a potência de entrada do inversor. Nas especificações fornecidas pelos fabricantes há 232 referência, usualmente, apenas à eficiência máxima. Entretanto, deve-se ter em conta que as variações na potência de entrada e saída, o fator de potência da carga, e outros fatores influem negativamente na eficiência do inversor. A eficiência dos inversores varia, normalmente, na faixa de 50 a 95 %, podendo diminuir quando estão funcionando abaixo da sua potência nominal. Quando operando alguns motores, a eficiência real pode ser inferior a 50 %. Na Figura 4.39 são mostradas algumas curvas de eficiência de inversores para uso em SFIs. Segundo os critérios especificados no RAC para ensaios de equipamentos fotovoltaicos do Inmetro (INMETRO, 2011), a eficiência do inversor isolado deverá ser superior a 80% na faixa de operação entre 10% e 50% da potência nominal e igual ou superior a 85% na faixa entre 50% e 100% da potência nominal. Atualmente, tem-se no mercado inversores que apresentam eficiências bastante altas, o que permite especificações de níveis superiores a pelo menos 85 e 90%, respectivamente. Figura 4.39– Curvas de eficiência para cargas resistivas de alguns inversores para uso em sistemas fotovoltaicos isolados. Fonte: (COUTO, 2000).  Potência nominal de saída: indica a potência que o inversor pode prover à carga em regime contínuo. Num sistema isolado, o inversor deve ser especificado para fornecer uma potência sempre superior às necessidades máximas das cargas conectadas, de forma a considerar um aumento momentâneo da demanda de potência. Para sistemas isolados tipo SIGFI é recomendável escolher uma potência nominal que seja próxima à potência total necessária para alimentar as cargas e que esteja próxima a uma das classificações citadas na RN 493/2012 (ANEEL, 2012a). Para aplicação em MIGDIs recomenda-se utilizar um fator de diversidade que será tanto maior quanto menor for o número de unidades consumidoras a serem atendidas. Para os SFCRs, a potência do inversor está associada à potência do painel fotovoltaico utilizado. 233  Potência de surto: indica a capacidade do inversor em exceder sua potência nominal por certo período de tempo. Aplica-se somente aos inversores para sistemas isolados. Deve-se determinar as necessidades de surtos para cargas específicas. Como já citado anteriormente, algumas cargas c.a., quando acionadas, necessitam de uma corrente elevada de partida por um curto período, para entrarem em operação (ver Tabela 4.15).  Taxa de utilização: é o número de horas que o inversor poderá fornecer energia operando com potência nominal.  Tensão de entrada: é a tensão c.c. do inversor. Conforme já mencionado, os valores mais utilizados em SFIs no Brasil são 12V, 24V e 48 V, normalmente fornecidos por baterias, e devem ser compatíveis com os requisitos de entrada do inversor. A tensão de entrada do inversor deve ser especificada tanto maior quanto maior for a potência demandada pelas cargas ao sistema fotovoltaico, a fim de se manter as correntes c.c. em níveis aceitáveis. Quando a bateria descarrega-se e a tensão c.c. do sistema cai abaixo de um valor mínimo especificado, o inversor pode ser capaz de desconectar a carga automaticamente, fazendo a função LVD do controlador de carga. Nos inversores para SFCRs, os requisitos relacionados à tensão de entrada do inversor devem ser sempre atendidos pela associação em série/paralelo de módulos.  Tensão de saída: é regulada na maioria dos inversores, e sua escolha nos sistemas isolados depende da tensão de operação das cargas. No Brasil, dependendo da região ou cidade são usados os valores de 127 ou 220 V, sempre na frequência de 60 Hz.A regulamentação Aneel exige que os inversores para SIGFIs operem na tensão de distribuição BT adotada na região. Quanto aos inversores para SFCRs, a regulamentação especifica que devem operar em BT para potências de até 100kW, enquanto que para potências superiores até 1MW, a injeção deverá ser feita na MT de distribuição (13,8kV).  Regulação de tensão: indica a variação de amplitude permitida na tensão de saída c.a. Os melhores inversores produzem uma tensão de saída praticamente constante para uma ampla faixa de cargas.As variações na tensão de saída devem estar de acordo com os limites estabelecidos pela Aneel-PRODIST e devem considerar a queda de tensão no circuito de distribuição de energia.  Frequência da tensão de saída: indica a frequência da tensão c.a. de saída do inversor. Os aparelhos elétricos convencionais usados como cargas c.a. no Brasil são fabricados para operar na frequência de 60 Hz. Alguns tipos de equipamentos, como relógios e timers eletrônicos, necessitam de uma cuidadosa regulagem de frequência para não apresentarem perda de desempenho, o que deve ser atendido pelos inversores em SFIs. 234  Fator de potência: as cargas mais comuns, em sistemas residenciais, são indutivas com o fator de potência podendo chegar a 0,5. Os melhores inversores são projetados para compensarem as cargas indutivas e manterem o fator de potência próximo de 1, o que maximiza a transferência de potência para a carga. É desejável que a carga tenha um fator de potência elevado, uma vez que isto reduz a corrente necessária para qualquer nível de potência. O inversor deve ter um fator de potência nominal compatível com o fator de potência desejado para as cargas. Se os fatores de potência das cargas não forem incluídos em suas especificações, eles poderão ser obtidos do fabricante.  Consumo de potência sem carga (consumo permanente, autoconsumo, consumo em standby): é a quantidade de potência que o inversor utiliza, mesmo quando nenhuma carga está sendo alimentada. Para reduzir o autoconsumo, alguns inversores monitoram continuamente a sua saída, detectando se alguma carga está sendo usada e passam a operar efetivamente apenas a partir do momento em que uma carga é detectada.  Modularidade: em alguns sistemas, o uso de múltiplos inversores é muito vantajoso. Alguns modelos de inversores podem ser conectados em paralelo para operarem diferentes cargas. Algumas vezes é fornecido um chaveamento de carga manual para permitir que o inversor possa atender às cargas críticas em caso de falha. Esta característica aumenta a confiabilidade do sistema.  Temperatura e umidade do ambiente: Devem ser citada a temperatura ambiente máxima do local da instalação na qual se requer a potência nominal do inversor, pois a temperatura de operação do mesmo afeta sua eficiência. Deve ser sempre especificada dissipação de calor por convecção natural (sem partes móveis, como ventoinhas, pois estas, além de consumirem energia, requerem maior manutenção), e o local de instalação deve possuir ventilação adequada. Além disso, deve também ser citada a umidade relativa do ambiente e solicitada proteção adequada quanto a este quesito (por exemplo, isolamento de resina do circuito eletrônico).  Compatibilidade eletromagnética: uma vez que efetuam chaveamento em alta frequência, os inversores podem ser elementos geradores de interferência eletromagnética capaz de prejudicar outros equipamentos eletrônicos e, principalmente, de telecomunicações. Os inversores para SFCRs dotados do selo CE mantem (filtragem, blindagem) os níveis de emissões abaixo dos valores máximos estabelecidos pelas normas europeias de EMC.  Grau de proteção: O grau de proteção IP (Ingress Protection) classifica e avalia o grau de proteção de pessoas contra o contato a partes energizadas sem isolamento; de proteção contra o contato as partes móveis no interior do invólucro e proteção contra a entrada de corpos estranhos. (incluindo partes do corpo como mãos e dedos) e o grau de proteção contra 235 entrada de poeira e contato acidental com água em carcaças mecânicas e invólucros elétricos. O grau de proteção IP a ser especificado varia de acordo com o ambiente onde o inversor será instalado, se abrigado ou não. Normalmente, para ambientes desabrigados se estabelece IP54 ou melhor e para ambientes abrigados IP20 ou melhor.  Proteções: As principais proteções apresentadas pelos inversores para sistemas fotovoltaicos isolados são:  Sobretensão na entrada c.c.: um inversor pode ser danificado se o nível de tensão de entrada (c.c.) for excedido. A maioria dos inversores tem sensores que o desconectam da bateria se os limites de tensão especificados forem excedidos.  Inversão de polaridade na entrada c.c.  Curto circuito na saída c.a.  Sobrecargas e elevação de temperatura: recomenda-se incluir controles capazes de desligar a unidade, para impedir danos, se as cargas impostas ao inversor excederem sua capacidade máxima ou se a temperatura de operação do inversor exceder o seu limite. É recomendável que a proteção seja eletrônica e que tente reenergizar o sistema algumas vezes antes de desligar o inversor definitivamente (neste caso é necessária uma religação manual). Isto evita que o sistema fique desligado devido a problemas transitórios. 4.6.4 – Inversores para SFCRs Uma possível classificação de tipos de inversores para SFCRs é a seguinte:  Inversores Centrais– inversores trifásicos de grande porte, com potência numa faixa que vai de centenas de kWp até MWp, utilizados em Usinas Fotovoltaicas (UFVs).  Inversores Multistring – inversores trifásicos ou monofásicos dotados de várias entradas independentes com SPPMs para conexão de strings (fileiras) de módulos. São adequados a instalações urbanas (telhados, fachadas) nas quais cada string pode estar submetida a diferentes condições de irradiância e/ou sombreamento. Tem potência na faixa de dezenas de kWp.  Inversores de String – inversores monofásicos dotados de apenas uma entrada SPPM, adequados a instalações de microgeração (até 10kWp);  Módulo c.a. – módulo fotovoltaico associado a um microinversor (ver item 4.1.7). Os inversores para SFCRs normalmente efetuam SPPM em suas entradas c.c. como uma forma de eficientização (ver item 4.8). 236 A eficiência de um inversor para conexão à rede pode ser expressa pelo conjunto de Equações 4.19, 4.20 e 4.21, que é auto explicativo.

(4.19)

(4.20)
(4.21)

Onde:

(W) – potência instantânea c.c na entrada do inversor;
(W) – potência instantânea c.a na saída do inversor;
(W) – potência instantânea máxima do painel fotovoltaico nas condições de temperatura e

irradiância vigentes;

(%) – eficiência de conversão do inversor, o que inclui as perdas nos circuitos, no transformador,

nos componentes de chaveamento etc.;

(%) – eficiência do inversor no seguimento do ponto de máxima potência;
(%) – eficiência total do inversor;

As eficiências totais destes inversores para conexão à rede podem atingir valores de 98% para circuitos sem transformador e 94% para inversores com transformador. Estas eficiências declaradas pelos fabricantes normalmente se referem à eficiência máxima, que se verifica apenas para determinada condição de carga. No intuito de permitir e facilitar a comparação entre diferentes inversores com base na sua eficiência, foi criada a eficiência européia. Trata-se de uma média ponderada da eficiência do inversor para várias condições de carregamento, de acordo com uma distribuição determinada para o clima europeu (Alemanha), segundo a Equação 4.22.

(4.22)

O valor ηx% corresponde à eficiência do inversor para um carregamento de x%, enquanto que os coeficientes (0,03; 0,06; 0,13; etc.) denotam as frações de tempo que o inversor é esperado funcionar naquela condição de carregamento. A maioria dos fabricantes fornece a eficiência europeia nos dados técnicos dos inversores. Nesta mesma filosofia, no estado da Califórnia (EUA) foi também definida a eficiência californiana, de acordo com a Equação 4.23. A eficiência californiana é considerada mais próxima às condições brasileiras, mas a maioria dos fabricantes não a fornece.

(4.23)

Os painéis fotovoltaicos para os SFCRs devem ser sempre dimensionados de acordo com as características elétricas das entradas do inversor utilizado, incluindo tensão máxima, corrente máxima, 237 potência máxima e faixa de operação do SPPM. As tensões utilizadas no painel devem ainda estar de acordo com as especificações de tensão máxima de operação dos módulos. Uma vez que as características técnicas das redes elétricas variam entre países, os requisitos aplicados para interconexão de inversores à rede são definidos em regras locais. No caso do Brasil, tratam-se da regulamentação da Aneel e das normas da ABNT. No Brasil, os inversores para SFCRs devem atender aos requisitos de proteção exigidos no item 5 da seção 3.3 Módulo 3 do Prodist (Aneel, 2012c), o que inclui a proteção anti-ilhamento e a exigência de transformador de acoplamento, entre outras. O fenômeno denominado ilhamento é uma situação em que numa determinada seção da rede elétrica a demanda de potência é igual à geração fotovoltaica e um (ou mais) SFCR(s) permanece(m) funcionando e alimentando a carga quando a rede é desenergizada pela distribuidora. É considerada uma situação inaceitável por comprometer a segurança da manutenção da rede. Por isso, os inversores para SFCRs devem ser dotados de proteção anti-ilhamento, o que implica que estes desconectem automaticamente da rede elétrica de distribuição, sempre que esta for desenergizada por motivo de falha ou de manutenção programada da distribuidora. Alguns inversores incorporam um transformador de acoplamento enquanto que outros não o tem (transformerless inverters). Os transformadores podem ser de baixa frequência (60 Hz) para acoplar a tensão de saída na rede, ou de alta frequência (kHz), que tem menores perdas e menores dimensões, porem custo mais elevado (não só o transformador em si, mas o circuito como um todo). No Brasil, a regulamentação Aneel exige o transformador de acoplamento nos SFCRs de minigeração, ou seja, cuja potência instalada é superior a 100kWp, de forma que se estes não já estiverem incorporados no inversor, então terão de ser instalados externamente. A Tabela 4.16 apresenta uma comparação e características de inversores para conexão à rede com e sem transformador. Tabela 4.16 – Comparação de características de inversores para conexão à rede com e sem transformador. Com transformador Sem transformador - maior peso e volume - maiores perdas (perdas magnéticas e ôhmicas) o que resulta em menor eficiência - permite que o painel fotovoltaico opere numa tensão mais baixa - menor interferência eletromagnética - os circuitos c.c. e c.a são isolados - menores requisitos de proteção - menor peso e volume - maior eficiência, principalmente se não possuir estágio de conversão c.c.-c.c. (para isso tem que operar com tensão do gerador fotovoltaico superior à tensão de pico da rede) - maior interferência eletromagnética - pode ser necessária a instalação de dispositivos de proteção adicionais (disposto diferencial-residual, disjuntor de corrente direcional etc.), conforme a regulamentação local, devido à falta de isolamento entre os circuitos c.c. e c.a. 238 No Brasil o inversor para conexão à rede deve atender à norma ABNT NBR 16149:2013 (ABNT, 2013b), que estabelece parâmetros como: faixas de variação de tensão e frequência, THD, proteção contra ilhamento, fator de potência etc. Quase todos os inversores para conexão à rede existentes no mercado possuem incorporadas funções de monitoração e aquisição de dados, de forma a disponibilizar ao usuário informações operacionais. Entre os dados que podem ser cobertos estão: energia diária gerada, estado do equipamento e histórico de falhas, valores instantâneos de Pcc (potência c.c.), Pca (potência c.a.), Vcc (tensão c.c.), Vca (tensão c.a.), etc. Alguns equipamentos aceitam inclusive a conexão de sensores externos (radiação solar, temperatura, etc.), seja diretamente seja através de equipamentos externos auxiliares. Além de consultados no próprio painel do equipamento, tais dados podem se transferidos através de meios como interface USB, modem GSM e rede wireless para análise detalhada em um computador, facilitando sobremaneira a deteção de falhas. Para SFCRs com potências de até algumas dezenas de kWp, tais recursos são equivalentes a um pequeno sistema de supervisão e controle tipo SCADA. Os inversores para SFCRs são muitas vezes garantidos pelos fabricantes por períodos de 5 a 10 anos. 4.6.5 – Critérios de qualidade de um inversor Um inversor para sistemas fotovoltaicos deve possuir as seguintes características:  Alta eficiência de conversão, tanto na carga nominal quanto em cargas parciais;  Alta confiabilidade e baixa manutenção;  Operação em uma faixa ampla de tensão de entrada;  Boa regulação na tensão da saída;  Forma de onda senoidal com baixo conteúdo harmônico;  Baixa emissão de ruído audível;  Baixa emissão de interferência eletromagnética;  Tolerância aos surtos de partida das cargas a serem alimentadas;  Segurança tanto para as pessoas quanto para a instalação;  Grau de proteção IP adequado ao tipo de instalação;  Garantia de fábrica de pelo menos 2 anos. Devido à elevada frequência de chaveamento para a formação dos pulsos PWM, os inversores podem gerar perturbações eletromagnéticas. Isto significa que aspectos relativos à compatibilidade eletromagnética precisam ser considerados. Estes problemas podem ser minimizados através do uso de filtros adequados e blindagem do equipamento. O RAC do Inmetro (INMETRO, 2011) ainda não 239 prevê ensaios de compatibilidade eletromagnética, mas na especificação do equipamento podem ser solicitados requisitos de acordo com normas internacionais, como a IEC 61.000. Deve-se ainda verificar a disponibilidade de fornecedores e o histórico do fabricante e do modelo do inversor. Em sistemas isolados remotos deve-se preferir a utilização de modelos já testados e confiáveis. A procedência do inversor é uma questão importante já que, diferentemente dos controladores, há muitos fabricantes deste dispositivo que não apresentam a robustez e confiabilidade desejadas. 4.6.6 – Registro do Inmetro Os inversores comercializados no Brasil devem apresentar o registro do Inmetro e a etiqueta de modelo idêntico à etiqueta de controladores de carga apresentada na Figura 4.27, afixada no próprio produto. Os ensaios a serem realizados são, em condições nominais, autoconsumo, eficiência, distorção harmônica, regulação da tensão e frequência e sobrecarga. Em condições extremas, são realizados ensaios de proteção contra inversão de polaridade, proteção contra curto-circuito na saída, e eficiência, distorção harmônica, regulação da tensão e da frequência em ambiente a 40 ºC. 4.7 – Conversores c.c.-c.c. Uma aplicação muito comum de conversores c.c.-c.c. é como controlador de carga de baterias a partir da energia gerada por geradores fotovoltaicos. Com a utilização destes conversores é possível controlar de forma mais precisa a corrente e a tensão que são aplicadas às baterias, proporcionando assim um aumento da vida útil das mesmas e uma melhor eficiência do processo de transferência de energia do gerador para a bateria. Outra aplicação típica destes conversores é como controlador em sistemas de bombeamento fotovoltaico, sendo a bomba dotada de um motor c.c. Este tipo de conversor pode conter um sistema de controle que permite extrair do painel fotovoltaico a máxima potência que está sendo gerada e com isso obtem um melhor rendimento do sistema. Este mecanismo de controle é conhecido por seguimento do ponto de potência máxima (SPPM, ou MPPT em inglês) e, dependendo da situação, pode resultar em significativo ganho de energia. Também é necessário utilizar este conversor quando se deseja uma tensão c.c. de saída de valor diferente daquele fornecido pelas baterias e geradores fotovoltaicos. Pode-se utilizar este conversor tanto para elevar a tensão (conversores tipo boost) quanto para abaixar a tensão (conversores tipo buck). Também é possível obter com este conversor várias tensões de saída a partir de uma única tensão de entrada. A eficiência dos conversores depende dos semicondutores de potência utilizados e de alguns outros fatores, como potência nominal, fator de multiplicação da tensão, etc. Normalmente, os 240 conversores para abaixar a tensão têm uma eficiência maior do que os conversores para elevá-la. Quanto mais o conversor elevar a tensão de entrada, menor será a eficiência de conversão. Os conversores c.c.-c.c. também podem proporcionar isolamento galvânico entre entrada e saída, o que pode ser necessário em alguns tipos de aplicação, principalmente quando a tensão de saída é elevada. Também podem ser parte integrante de inversores, como um estágio de entrada, de forma a adequar o nível de tensão na saída do sistema fotovoltaico ao necessário na entrada do estágio seguinte do inversor, que é o conversor c.c.-c.a. Normalmente os conversores incluem mecanismos de proteção que garantem uma operação segura e evitam que em caso de alguma falha (curto-circuito na saída, sobretensões de entrada etc.) o mesmo seja danificado. Em geral, estes equipamentos utilizam conversores tipo BUCK ou CUK30, em configurações elevadoras ou redutoras de tensão, de forma a obter o valor de tensão necessário na saída. A transferência de energia se processa através do chaveamento da tensão de entrada de forma adequada. Controlando o período e a freqüência de chaveamento dos dispositivos semicondutores, é possível regular a tensão de saída nos valores desejados. Os dispositivos de chaveamento mais utilizados são os transistores de potência em suas várias versões, especialmente MOSFETs e IGBTs (ver item 4.6.1.1). 4.8 – Seguimento do Ponto de Potência Máxima (SPPM) Um gerador fotovoltaico submetido a uma irradiância solar uniforme (sem sombreamentos parciais) e sem células ou módulos defeituosos tem uma curva P-V com o formato semelhante ao apresentado na Figura 4.40(a), na qual existe um único ponto com derivada nula, ou seja, onde atinge um máximo. Este ponto particular da curva é o chamado PPM- ponto de potência máxima, no qual o produto da corrente pela tensão tem o seu valor máximo. Conforme já apresentado no item 4.1.3, a corrente produzida pelos módulos fotovoltaicos é diretamente proporcional à irradiância solar e é muito pouco afetada pela temperatura da célula. Entretanto, a tensão e, consequentemente, a potência gerada decrescem significativamente com o aumento da temperatura. Portanto, os valores de corrente e tensão de potência máxima (IPM,VPM e PPM) são dependentes das condições de irradiância (principalmente a corrente) e de temperatura da célula (principalmente a tensão). Embora as variações de temperatura da célula sejam tipicamente mais lentas, da ordem de dezenas de segundos, a irradiância pode apresentar mudanças drásticas em questão de segundos, como

30 Trata-se de circuitos de eletrônica de potência baseados em indutores e/ou transformadores e que operam chaveados por dispositivos semicondutores como MOSFETs ou IGBTs. 241 resultado da passagem de nuvens. Da mesma forma, sombreamentos parciais provocados por árvores e edificações próximas, além de folhas ou sujeiras depositadas sobre a superfície dos módulos, podem provocar distorções na curva característica do gerador fotovoltaico, inclusive com a ocorrência de máximos locais, como mostrado na Figura 4.40(b). (a) (b) Figura 4.40– Curvas I-V (preta) e P-V (cinza) de um gerador de seis módulos de 72 células em série, mostrando a ocorrência de máximos locais na curva de potência em decorrência de sombreamentos parciais: (a) todos sem sombreamento e (b) com um dos módulos submetido a um fator de sombreamento de 50 %. 242 Assim sendo, é conveniente que haja um mecanismo de controle eletrônico que observe continuamente as modificações na curva característica I-V e atue sobre a eletrônica do inversor e/ou do conversor c.c.-c.c., de modo a manter o gerador fotovoltaico operando na tensão correspondente à tensão de máxima potência, maximizando a transferência de potência e evitando perdas nas células, que surgiriam se o acoplamento ocorresse em outra tensão que não a ótima. Este processo é o chamado de seguimento do ponto de potência máxima (SPPM ou MPPT, em inglês). Um seguidor do ponto de máxima potência deve apresentaras seguintes características:  Precisão: implica em medidas de corrente e tensão de qualidade;  Eficácia: ser capaz de encontrar o ponto de potência máxima, mesmo com a ocorrência de máximos locais;  Rapidez: deve adaptar-se com presteza às variações bruscas de irradiância causadas, por exemplo, por nuvens passageiras. Um dispositivo de seguimento de potência máxima pode ser dividido em dois blocos básicos: uma seção de controle e uma seção de condicionamento de potência. No caso de inversores de dois estágios, a seção de potência do SPPM consiste geralmente em um conversor c.c.-c.c. em modo chaveado. A utilização do conversor c.c.-c.c. permite uma maior flexibilidade na faixa de tensão de entrada, às custas de uma redução da ordem de 2 % na eficiência global do inversor, em função dos componentes adicionais. Os inversores com múltiplas entradas (multistring) ou os arranjos com múltiplos inversores para sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) podem possuir dois ou mais dispositivos de SPPM independentes, a fim de permitir a utilização de arranjos fotovoltaicos com características elétricas ou orientações diferentes, por exemplo. No caso do inversor de único estágio, a seção de potência do seguidor de potência máxima é a própria ponte inversora e a conversão é obrigatoriamente do tipo redutora. Isto implica que, no caso de inversores para conexão à rede sem transformador, o gerador fotovoltaico deve ter uma tensão de operação mínima superior ao valor de pico da tensão c.a. da rede, ou o dobro desta, dependendo da topologia de circuito utilizada. O bloco de controle do SPPM encarrega-se do ajuste da tensão de polarização do gerador fotovoltaico através de algoritmos que atuam sobre o controle eletrônico (driver) dos dispositivos de chaveamento do conversor c.c.-c.c.e/ou da ponte inversora. O algoritmo de controle tem como entrada dados instantâneos de tensão e corrente de operação do gerador fotovoltaico (além de, eventualmente, outros parâmetros como temperatura da célula e irradiância solar). Sua implementação pode ser feita de forma analógica ou, mais comumente, digital, através de microprocessadores ou processamento digital de sinais (DSP – digital signal processing). 243 A localização de um SPPM, quando incluído em um SFV, depende da característica elétrica da carga, que pode ser alimentada em c.c. ou em c.a. Desta forma, o controle SPPM poderá atuar tanto integrado a um conversor c.c.-c.c. quanto a um inversor. A Figura 4.41 mostra exemplos de sistemas que utilizam SPPM. Figura 4.41 – Exemplo de sistemas fotovoltaicos que utilizam SPPM. 4.8.1– Algoritmos de seguimento do ponto de potência máxima Como visto anteriormente, a função de um dispositivo de seguimento de potência máxima (SPPM) é otimizar a extração de potência do gerador fotovoltaico, através do ajuste contínuo ou periódico de seus valores de tensão e corrente para cada condição de irradiância e temperatura de célula, de modo que este esteja sempre polarizado em um ponto de potência máxima (PPM = VPM × IPM). Como os valores de VMP e IPM não são conhecidos de antemão, é preciso encontrá-los através de cálculos e/ou algoritmos. As estratégias de SPPM dividem-se em duas categorias: métodos diretos e métodos indiretos. Os métodos diretos, ou de seguimento verdadeiro, são aqueles que utilizam medições em tempo real da corrente e da tensão disponíveis na entrada do inversor, para encontrar o ponto de potência máxima do gerador fotovoltaico. Os métodos diretos não necessitam de informações prévias sobre as características do gerador fotovoltaico e são, em princípio, capazes de reagir a variações rápidas nas condições de operação dos módulos. São exemplos de métodos diretos o “perturbar &observar” (P&O – perturb & observe) e o da “condutância incremental” (IncCond). Os métodos indiretos (também chamados de quase-seguimento) são aqueles que utilizam um sinal de referência (irradiância, temperatura dos módulos, corrente de curto-circuito ou tensão de circuito aberto de uma célula de referência ou do próprio gerador fotovoltaico) para estimar o ponto de 244 máxima potência. Essa informação é confrontada com uma base de dados ou algum modelo matemático com as características previamente determinadas do gerador fotovoltaico específico. Por serem sujeitos a imprecisões e incapazes de detectar os efeitos de sombreamentos parciais, envelhecimento e acúmulo de sujeira sobre os módulos, os métodos indiretos são pouco utilizados. A seguir são apresentados, respectivamente, três métodos indiretos e dois diretos de seguimento do ponto de potência máxima mais utilizados. Tensão fixa: este método consiste em manter o gerador fotovoltaico polarizado em uma tensão de operação ótima, a fim de se obter o máximo de geração ao longo de um determinado período. O valor da tensão de polarização (best fixed voltage) é ajustado previamente, escolhido a partir de informações das características do gerador fotovoltaico, preferivelmente considerando a sequência histórica de dados de irradiância e temperatura locais. O método da tensão fixa, por sua natureza (a rigor não é um método de seguimento), é incapaz de responder a variações nas condições atmosféricas, sombreamentos parciais e alterações nas características do gerador fotovoltaico, decorrentes de envelhecimento, sujeira etc. Mesmo assim, pode ser útil quando combinado com outros métodos, especialmente sob condições de baixa irradiância. Tensão de circuito aberto: este método baseia-se no pressuposto de que a tensão de potência máxima está relacionada à tensão de circuito aberto por uma constante de proporcionalidade. Assim, durante a operação, o gerador fotovoltaico é periodicamente desconectado por meio de uma chave eletrônica, sendo então sua tensão de circuito aberto medida e um novo valor de polarização calculado. O valor da constante de proporcionalidade é uma característica particular do gerador fotovoltaico, associada à tecnologia utilizada na fabricação das células fotovoltaicas e também às condições de irradiância e de temperatura. Valores típicos situam-se entre 0,7 (filmes finos) e 0,8 (silício cristalino). Embora de fácil implementação, necessitando da medida de uma única grandeza, o método tem como desvantagem a incapacidade de detectar variações bruscas de irradiância e sombreamentos parciais, além de requerer uma chave extra para a medição da tensão de circuito aberto, e acarretar uma perda energética nos momentos em que o gerador fotovoltaico está desconectado. Corrente de curto-circuito: similarmente ao anterior, este método considera que a corrente de máxima potência está relacionada à corrente de curto-circuito por uma constante de proporcionalidade, associada à tecnologia utilizada na fabricação das células fotovoltaicas e com valores típicos entre 0,8 (filmes finos) e 0,9 (silício cristalino). As desvantagens são similares àquelas do método da tensão de circuito aberto. Perturbe & observe: este método é o mais utilizado em sistemas de seguimento de potência máxima para inversores conectados à rede. Seu funcionamento consiste em forçar o deslocamento do ponto de operação em uma dada direção (perturbar) e observar o resultado na potência de saída do 245 gerador fotovoltaico. A modificação no ponto de operação é feita através de pequenos incrementos (positivos ou negativos) na tensão de polarização a intervalos de tempo determinados. Um incremento positivo de tensão, por exemplo, refletindo-se em um aumento da potência, indica que o ponto de operação se deslocou em direção ao ponto de máxima potência e a perturbação deve prosseguir no mesmo sentido. Quando a potência de saída começar a diminuir, significa que a tensão de máxima potência foi ultrapassada e a próxima perturbação de tensão deve ser no sentido oposto. O processo se repete e, como resultado, o ponto de operação fica oscilando em torno do valor exato da tensão de máxima potência. Condutância incremental: este método é um aperfeiçoamento do método perturbe & observe e consiste na determinação do ponto de potência máxima a partir do sinal da derivada da potência em relação à tensão. O método permite calcular em qual sentido a perturbação no ponto de operação deverá ser feita, evitando que, no caso de variações rápidas de irradiância, o seguidor tome o sentido errado. 4.9 – Dispositivos de Proteção, Supervisão e Controle e Aquisição e Armazenamento de Dados Tanto os sistemas fotovoltaicos isolados quanto os conectados à rede são bastante confiáveis. No entanto, como os SFI operam geralmente em regiões remotas e os conectados à rede operam em paralelo com a rede, a ocorrência de defeitos ou falhas inesperados pode demorar a ser detectada, prejudicando o desempenho global do sistema e até mesmo levando-o ao colapso. Existem diversos dispositivos auxiliares que objetivam reduzir a possibilidade de falhas e, na ocorrência destas, devem notificar imediatamente o operador do sistema fotovoltaico para tomar providências imediatas para correção do problema. 4.9.1 - Proteção O correto dimensionamento e a adequada utilização de dispositivos de proteção contribuem para a minimização ou até mesmo a eliminação de falhas. O avanço tecnológico dos componentes de sistemas fotovoltaicos faz com que todos eles apresentem, além de robustez, dispositivos de proteção integrados. É o caso, por exemplo, dos dispositivos anti-ilhamento presentes na maioria dos inversores para SFCRs. Além dos dispositivos de proteção integrados aos equipamentos, a instalação de outros dispositivos de proteção externos deve ser prevista, como disjuntores, dispositivos de proteção contra surtos (DPS), sistemas de aterramento e sistemas de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA). Especificamente no caso de sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCRs), a regulamentação ANEEL (Aneel, 2012c) exige, como padrão técnico, a instalação, após o medidor, de uma chave seccionadora sob carga, denominada de dispositivo de seccionamento visível (DSV), utilizada para garantir a desconexão da geração fotovoltaica durante procedimentos de manutenção de rede. A Figura 246 4.42 apresenta um esquema de uma instalação típica de dispositivos de proteção para um SFCR, que pode ser facilmente adaptado para um SFI. O SPDA deve proteger a área onde o gerador fotovoltaico está instalado e a estrutura de abrigo dos dispositivos de condicionamento de potência, e deve estar conectado a um sistema de aterramento adequado, assim como o inversor, DPS e barramento de aterramento do quadro geral da instalação. A Figura 4.43 apresenta um diagrama elétrico de um sistema tipo SIGFI30 de um projeto da Eletrobras para a região Norte, onde se pode observar as proteções por disjuntores e fusíveis que foram adotadas. O tema é detalhado no Capítulo 7. Figura 4.42–Desenho de uma instalação típica de dispositivos de proteção para um SFCR. 247 Figura 4.43– Diagrama elétrico de um SIGFI30 de um projeto da Eletrobras Distribuição Acre. 4.9.2 - Supervisão e Controle, Aquisição e Armazenamento de dados Sistemas de supervisão e controle geralmente são aplicados a sistemas fotovoltaicos de maior porte e complexidade, muitas vezes em instalações híbridas contando com grupos geradores com motores a combustão interna. Nesse caso, uma unidade de supervisão em corrente alternada (USCA) associada ao grupo gerador, operando em sincronismo com outros dispositivos de supervisão e controle, como, por exemplo, chaves atuadoras e controladores lógicos programáveis (CLP), pode tomar decisões e atuar automaticamente no sistema, de modo a otimizar sua operação, ajustar pontos de regulagem e, assim, elevar a eficiência global do sistema. A instalação de um SFI em regiões geralmente remotas e a dificuldade em se detectar uma perda de desempenho ou uma falha em um SFCR, em função de operar paralelamente à rede elétrica, são condições que tornam desejáveis a instalação de sistemas de supervisão e controle e de registro dos 248 dados (sistemas de aquisição e armazenamento de dados), para que eventos indesejáveis possam ser detectados mais rapidamente. Sistemas de aquisição e armazenamento de dados podem permitir somente a coleta manual dos dados no local ou, o que é mais indicado na maioria das aplicações, podem estar conectados a um sistema de transmissão remota, que envia, de forma automática e periódica, os dados coletados para um computador do responsável pela operação e manutenção do sistema, via satélite, internet ou rede de dados móveis (celular). Dessa forma, este sistema integrado pode apresentar ao operador, mesmo estando distante do local de instalação, dados em tempo real do desempenho do sistema, para que situações indesejadas sejam detectadas e solucionadas o mais rápido possível. Alguns modelos de controladores de carga e inversores possuem sistemas de aquisição e armazenamento de dados integrados, facilitando assim o monitoramento das instalações. Na ausência desta funcionalidade, equipamentos de medição e registro de dados podem ser previstos e instalados em diversos pontos do sistema. Para isso, são usados transdutores de tensão e corrente e registradores de dados (dataloggers). Os dados monitorados na maior parte das aplicações são tensão, corrente, potência ativa e energia ativa, tanto no lado c.c. quanto no lado c.a. A Figura 4.44 apresenta pontos de supervisão e controle e de aquisição de dados em um SFI. Figura 4.44 – Pontos de supervisão, controle e aquisição de dados em um SFI. Fonte: Adaptado de (PINHO et al., 2008). Grandezas meteorológicas como irradiância no plano horizontal ou no plano de instalação do gerador fotovoltaico, e as temperaturas, ambiente, da superfície traseira do módulo fotovoltaico e do banco de baterias são normalmente medidas pelo sistema de aquisição e armazenamento de dados, para conferir maior qualidade e precisão à monitoração. 249 Entretanto a instalação desses sistemas deve ser realizada após uma análise custo-benefício. A complexidade dos sistemas de supervisão e controle deve ser proporcional ao prejuízo que se tem pela indisponibilidade de energia e, ainda, conforme especificado na regulamentação vigente. Deve-se também levar em conta a forma como os dados serão transmitidos ao setor de operação do sistema e como serão analisados, se de forma automatizada ou não. Os serviços de transmissão de dados de locais remotos podem tornar o custo do sistema de supervisão proibitivo e pode ser mais viável a aquisição dos dados por coletas manuais. Em geral, sistemas isolados de pequeno porte (centenas de watt a alguns kW) trabalham sem operação local e sem supervisão e controle remotos devido aos altos custos, mas podem contar com os recursos de proteção e reconexão dos próprios inversores e controladores fotovoltaicos. 4.9.2.1 – Sistema de Coleta de Dados Operacionais (SCD) A Lei n° 12.111/2009 dispõe sobre os serviços de energia elétrica nos Sistemas Isolados e prevê a cobertura do custo total da geração de energia elétrica para o atendimento ao serviço público de distribuição de energia elétrica, por meio de recursos da Conta de Consumo de Combustíveis – CCC. No custo total de energia, estão incluídos os custos relativos à contratação de energia, à geração própria, aos investimentos realizados etc. A ANEEL publicou a RN 427/2011(ANEEL, 2011), posteriormente modificada pela 494/2012, regulamentando a Lei n° 12.111, onde foram estabelecidos os procedimentos para planejamento, formação, processamento e gerenciamento da CCC. A resolução descreve ainda o Sistema de Coleta de Dados Operacionais – SCD, que tem como principal objetivo possibilitar ao agente gerador o ressarcimento de parte dos seus custos totais de geração, incluídos custos com combustíveis. No caso específico de MIGDI e SIGFI, a Resolução Normativa ANEEL n° 493/2012 estendeu para esses sistemas a cobertura pela CCC de parte dos custos de geração, desde que os mesmos atendam localidades remotas dos Sistemas Isolados. A obrigatoriedade de instalação do SCD é exigida apenas para os sistemas MIGDI. O SCD é constituído por um conjunto de equipamentos responsáveis pela medição, registro, armazenamento e disponibilização dos dados de operação das usinas geradoras referentes às grandezas elétricas e ao consumo de combustíveis. Tendo em vista que a potência instalada total de geração dos MIGDI é inferior a 1 MW, não há obrigatoriedade de medição de consumo de combustível, no caso, por exemplo, de sistemas híbridos com geração a óleo. Os medidores, associados ou não a equipamento externo, devem possibilitar no mínimo:  programação e sincronismo externo do relógio/calendário interno;  geração de arquivos de saída em formato público (arquivo texto);  programação dos fatores de conversão das grandezas medidas; 250  leitura dos valores medidos e da memória de massa por meio de interface serial ou porta óptica de comunicação;  programação de um código de identificação alfanumérico com pelo menos 14 (quatorze) dígitos;  facilidades de software e hardware que permitam operações de leitura, programação, armazenamento e alterações de parâmetros tanto na forma local quanto na forma remota;  registro e armazenamento em memória de massa da totalização, a cada 15 minutos, das grandezas físicas medidas no período de um ano ou estar associado a um dispositivo de armazenamento com a mesma capacidade;  sinal de saída digital;  configuração para que o dado não seja substituído por zero quando houver falha na medição. O SCD deverá medir, registrar e armazenar, em base horária, as seguintes grandezas elétricas: tensão elétrica fase-neutro para cada fase, expressos em quilovolt (kV); corrente elétrica para cada fase, expressas em ampére (A); potência ativa, expressa em quilowatt (kW); potência reativa, expressa em quilovolt-ampére-reativo (kvar); energia ativa de cada fase, expressa em quilowatt-hora (kWh); energia reativa de cada fase, expressa em quilovolt-ampére-reativo-hora (kvarh); valor da frequência, expressa em hertz (Hz). Os arquivos digitais esses dados devem ser enviados a Eletrobras com periodicidade de até 3 meses. 4.10 – Referências